KR20130004525A - Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing - Google Patents
Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing Download PDFInfo
- Publication number
- KR20130004525A KR20130004525A KR1020127031170A KR20127031170A KR20130004525A KR 20130004525 A KR20130004525 A KR 20130004525A KR 1020127031170 A KR1020127031170 A KR 1020127031170A KR 20127031170 A KR20127031170 A KR 20127031170A KR 20130004525 A KR20130004525 A KR 20130004525A
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- reactor
- hydrogen
- feed
- mixer
- gas
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/26—Controlling or regulating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/14—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
- C10G45/16—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/22—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with hydrogen dissolved or suspended in the oil
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/72—Controlling or regulating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/36—Controlling or regulating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/1048—Middle distillates
- C10G2300/1055—Diesel having a boiling range of about 230 - 330 °C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1077—Vacuum residues
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/205—Metal content
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/80—Additives
- C10G2300/802—Diluents
Abstract
본 발명은 촉매를 통해 수소 기체를 순환시킬 필요가 없는 연속식 액체상 수소화처리 공정, 장치 및 공정 제어 시스템에 관한 것이다. 수소 용해도가 오일 공급물에 비해 높은 용매 또는 희석제의 존재 하에서 수소와 피처리 오일을 혼합 및/또는 플래싱시킴으로써, 수소화처리 반응에서 요구되는 모든 수소가 용액 중에 있도록 할 수 있다. 이어서 오일/희석제/수소 용액을, 오일과 수소가 반응하는 장소인 촉매로써 채워진 플러그 유동 반응기에 공급할 수 있다. 추가의 수소가 요구되지 않으므로, 큰 살수층 반응기가 훨씬 더 작은 관형 반응기에 의해 대체될 수 있다. 반응기에 첨가되는 수소의 양을 사용하여 반응기 내의 액체의 높이 또는 반응기 내의 압력을 제어할 수 있다.The present invention is directed to a continuous liquid phase hydroprocessing process, apparatus and process control system without the need to circulate hydrogen gas through a catalyst. By mixing and / or flashing hydrogen and the treated oil in the presence of a solvent or diluent with higher hydrogen solubility relative to the oil feed, it is possible to ensure that all the hydrogen required for the hydrotreating reaction is in solution. The oil / diluent / hydrogen solution can then be fed to a plug flow reactor filled with a catalyst, which is the place where oil and hydrogen react. Since no additional hydrogen is required, large trickle bed reactors can be replaced by much smaller tubular reactors. The amount of hydrogen added to the reactor can be used to control the height of the liquid in the reactor or the pressure in the reactor.
Description
본 발명은 반응물을 주로 액체 상태에 존재하게 하고 촉매를 통해 수소를 순환시킬 필요가 더 이상 없는 수소화처리 공정을 위한 공정, 장치 및 방법에 관한 것이다. 관련 종래 기술을 미국 클래스(Class) 208, 서브클래스(subclass) 58, 59, 60, 79, 209 및 213에서 찾을 수 있다. 추가의 관련 기술을 미국 클래스 137, 서브클래스 171, 202 및 392, 뿐만 아니라 기타 클래스 및 서브클래스에서 찾을 수 있다.The present invention relates to processes, apparatuses and methods for hydroprocessing processes where the reactants are primarily in the liquid state and no longer need to circulate hydrogen through the catalyst. Related prior art can be found in US
본 발명은 촉매를 통해 수소 기체를 순환시킬 필요가 없는 연속식 액체상 수소화처리 공정, 장치 및 공정 제어 시스템에 관한 것이다. 이를, 수소 용해도가 오일 공급물에 비해 높은 용매 또는 희석제의 존재 하에서 수소와 피처리 오일을 혼합 및/또는 플래싱시킴으로써 수행한다. 본 발명은 수소화분해(hydrocracking), 수소화이성질체화(hydroisomerization) 및 수소화탈금속화(hydrodemetalization)에 관한 것이기도 하다.The present invention is directed to a continuous liquid phase hydroprocessing process, apparatus and process control system without the need to circulate hydrogen gas through a catalyst. This is accomplished by mixing and / or flashing the hydrogen and the treated oil in the presence of a solvent or diluent with higher hydrogen solubility relative to the oil feed. The present invention also relates to hydrocracking, hydroisomerization and hydrodemetalization.
수소화개질(hydrotreating), 수소화후처리(hydrofinishing), 수소화정련(hydrorefininig) 및 수소화분해를 포함하는 수소화처리에서는, 황, 질소, 산소, 금속 또는 기타 오염물을 포화 또는 제거할 목적으로, 또는 분자량을 감소시킬 목적으로(분해), 수소를 석유 분획, 증류물, 잔사 또는 기타 화학물질과 반응시키기 위한 촉매가 사용된다. 요망되는 반응을 수행하는데 필요한 활성을 제공하기 위해서는 특수한 표면 성질을 갖는 촉매가 요구된다.In hydrotreating, including hydrotreating, hydrofinishing, hydrorefininig, and hydrocracking, the purpose is to saturate or remove sulfur, nitrogen, oxygen, metals, or other contaminants, or to reduce molecular weight. For the purpose of decomposition (decomposition), catalysts are used to react hydrogen with petroleum fractions, distillates, residues or other chemicals. Catalysts with special surface properties are required to provide the activity necessary to carry out the desired reactions.
통상적인 처리 시스템이, "짧은 체류시간 수소 공여체 희석제 분해 공정(SHORT RESIDENCE TIME HYDROGEN DONOR DILUENT CRACKING PROCESS)"을 개시하는, 1987년 10월 6일자로 맥코나기 주니어(McConaghy, Jr.)에게 허여된 미국특허 제 4,698,147 호에 개시되어 있다. 맥코나기의 '147에서는 유입 유동물과 공여체 희석제가 혼합됨으로써 수소가 분해 공정에 공급된다. 분해 공정 후에는, 혼합물이 생성물과 소모된 희석제로 분리되고, 소모된 희석제는 부분 수소화에 의해 재생되고 분해 단계를 위해 유입 유동물로 복귀한다. 맥코나기의 '147은 분해에 필요한 수소를 방출시키기 위해서 공정 동안에 공여체 희석제의 화학적 본성을 상당히 변화시킨다는 것을 주목하도록 한다. 또한, 맥코나기의 '147 공정은 코일 코킹으로 인한 상부 온도 억제, 및 가벼운 기체 생성의 증가에 의해 제한되고, 이는 공정의 최대 분해 온도에 경제적으로 제한을 가한다.A conventional treatment system was issued to McConaghy, Jr. on October 6, 1987, initiating a "SHORT RESIDENCE TIME HYDROGEN DONOR DILUENT CRACKING PROCESS." Patent 4,698,147. At McConagi's' 147, hydrogen is fed into the cracking process by mixing the influent with the donor diluent. After the decomposition process, the mixture is separated into product and spent diluent, the spent diluent is regenerated by partial hydrogenation and returned to the inlet flow for the decomposition step. Note that McConagi's' 147 significantly changes the chemical nature of the donor diluent during the process to release the hydrogen needed for decomposition. In addition, McConagi's' 147 process is limited by the upper temperature suppression due to coil caulking, and by the increase in light gas production, which economically limits the maximum decomposition temperature of the process.
1989년 8월 15일자로 쿠보(Kubo) 등에 허여된 미국특허 제 4,857,168 호는 "무거운 분획 오일의 수소화분해 방법(METHOD FOR HYDROCRACKING HEAVY FRACTION OIL)"을 개시한다. 쿠보의 '168에서는 촉매-촉진된 분해 공정을 위해 수소를 공급하는데에 공여체 희석제와 수소 기체 둘 다를 사용한다. 쿠보의 '168은, 무거운 분획 오일, 공여체 용매, 수소 기체 및 촉매를 적당하게 공급하면 촉매 상에서의 코크의 형성이 제한되고 코크 형성이 실질적으로 또는 완전히 없어질 수 있다는 것을 개시한다. 쿠보의 '168은 촉매를 함유하는 분해 반응기 및 촉매를 함유하는 별도의 수소화 반응기를 필요로 한다. 쿠보의 '168도 반응 공정에서 수소를 공급하기 위한 공여체 희석제의 분해에 의존한다.U.S. Patent No. 4,857,168, issued to Kubo et al. On August 15, 1989, discloses "METHOD FOR HYDROCRACKING HEAVY FRACTION OIL." Kubo's' 168 uses both a donor diluent and hydrogen gas to supply hydrogen for the catalyst-promoted cracking process. Kubo's' 168 discloses that a moderate supply of heavy fraction oil, donor solvent, hydrogen gas, and catalyst limits the formation of coke on the catalyst and can substantially or completely eliminate coke formation. Kubo's' 168 requires a decomposition reactor containing the catalyst and a separate hydrogenation reactor containing the catalyst. Kubo's' 168 degrees rely on the decomposition of donor diluents to supply hydrogen in the reaction process.
1992년 11월 17일자로 하우톤(Houghton)에게 허여된 미국특허 제 5,164,074 호는 수소화탈황 공정과 재형성 공정의 조합에서 압력을 제어하기 위한 "수소화탈황 압력 제어(HYDRODESULFURIZATION PRESSURE CONTROL)" 장치를 보여주는데, 여기서는 재형성 공정으로부터 나온 임의의 수소가 그의 배기 밸브를 통해 배기되기 전에 탈황에 사용될 수 있는 수소가 최대한으로 활용되는 것을 보장하는 방식으로, 재형성 공정을 위한 배기 제어 밸브를 조화롭게 조작함으로써, 재형성 공정으로부터 나온 수소-풍부 기체 공급원의 압력을 조절한다.U.S. Patent No. 5,164,074, issued to Houghton on November 17, 1992, shows a "HYDRODESULFURIZATION PRESSURE CONTROL" device for controlling pressure in a combination of hydrodesulfurization and reforming processes. By harmonizing the exhaust control valve for the reforming process in such a way as to ensure that the hydrogen that can be used for desulfurization is maximized before any hydrogen from the reforming process is exhausted through its exhaust valve. The pressure of the hydrogen-rich gas source from the forming process is controlled.
1988년 8월 2일자로 스태시(Steacy)에게 허여된 미국특허 제 4,761,513 호는 "방향족 알킬화 공정을 위한 온도 제어 장치(TEMPERATURE CONTROL FOR AROMATIC ALKYLATION PROCESS)"를 보여준다. 이러한 온도 제어 장치는, 반응기 내의 순차적인 반응 대역들 사이로 도입되는 급냉 매체로서 메틸화제를 사용하는 급냉 시스템이다. 증기상과 액체상 메탄올의 구성비율을 조절하여 메틸화제의 엔탈피를 제어하고, 메틸화제의 액체 성분을 증발시킴으로써 온도를 감소시킨다.United States Patent No. 4,761,513, issued to Stacy on August 2, 1988, shows "TEMPERATURE CONTROL FOR AROMATIC ALKYLATION PROCESS." Such a temperature control device is a quench system using a methylating agent as the quench medium introduced between sequential reaction zones in the reactor. The enthalpy of the methylating agent is controlled by adjusting the composition ratio of vapor phase and liquid phase methanol, and the temperature is reduced by evaporating the liquid component of the methylating agent.
통상적인 수소화처리에서는, 수소를 증기상으로부터, 수소가 촉매의 표면에서 석유 분자와 반응하는 상태인 액체상으로 전달시킬 필요가 있다. 이를, 매우 다량의 수소 기체 및 오일을 촉매층을 통해 순환시킴으로써 수행한다. 오일 및 수소가 촉매층을 통해 유동하고 수소는 촉매 상에 분포된 오일의 박막에 흡수된다. 요구되는 수소의 양은 액체의 1000 내지 5000 SCF/bbl 정도로 많을 수 있기 때문에, 반응기는 매우 크고, 가혹한 조건, 즉 수백 psi 내지 5000 psi, 및 약 400 내지 900 ℉의 온도에서 가동될 수 있다.In conventional hydroprocessing, it is necessary to transfer hydrogen from the vapor phase to a liquid phase in which hydrogen reacts with petroleum molecules on the surface of the catalyst. This is done by circulating very large amounts of hydrogen gas and oil through the catalyst bed. Oil and hydrogen flow through the catalyst bed and hydrogen is absorbed in a thin film of oil distributed over the catalyst. Since the amount of hydrogen required can be as high as 1000 to 5000 SCF / bbl of liquid, the reactor can be operated at very large and harsh conditions, ie hundreds of psi to 5000 psi, and temperatures of about 400 to 900 ° F.
반응기 내부의 온도를 통상적인 시스템에서는 제어하기가 어렵다. 반응기 내의 오일 및 수소 공급물의 온도를 제어할 수 있지만, 일단 공급물이 반응기 내부로 들어가면, 오일/수소 혼합물의 온도를 상승시키거나 저하시킬 수 있는 조절 수단이 시스템에는 존재하지 않는다. 반응기 온도의 임의의 변경을 외부 수단을 사용하여 수행해야 한다. 그 결과, 통상적인 시스템에서는, 반응기가 너무 뜨거워지면, 종종 차가운 수소를 반응기 내로 주입한다. 반응기의 이러한 냉각 방법은 비용이 많이 들고 잠재적으로 안전상 위험하다.The temperature inside the reactor is difficult to control in conventional systems. The temperature of the oil and hydrogen feed in the reactor can be controlled, but once the feed enters the reactor, there are no control means in the system that can raise or lower the temperature of the oil / hydrogen mixture. Any change in reactor temperature must be carried out using external means. As a result, in conventional systems, when the reactor becomes too hot, cold hydrogen is often injected into the reactor. This cooling method of the reactor is expensive and potentially a safety hazard.
반응기 온도를 제어하는 것은 통상적인 시스템에서 종종 어려운 일이지만, 수소화처리 시스템의 압력을 제어하는 것은 훨씬 더 쉬운 일이다. 압력 제어 시스템을 사용하여, 시스템의 압력을 모니터링하고, 압력이 너무 높아지면 밸브를 통해 압력을 방출시키고, 압력이 너무 낮아지면 시스템의 압력을 증가시킨다. 압력 제어 시스템을 사용해서는 단일 수소화처리 반응기 상의 압력을 제어할 수 없지만, 이것은 매우 중요하지는 않고, 그 대신 압력은 개별 반응기가 아니라 전체 시스템 상에서 유지된다.Controlling the reactor temperature is often difficult in conventional systems, but controlling the pressure in the hydrotreatment system is much easier. Using a pressure control system, the pressure in the system is monitored, if the pressure is too high, the pressure is released through the valve, and if the pressure is too low, the pressure in the system is increased. It is not possible to control the pressure on a single hydrotreating reactor using a pressure control system, but this is not very important and instead the pressure is maintained on the entire system rather than on individual reactors.
수소화처리에서 가장 큰 문제점들 중 하나는 촉매 코킹이다. 코킹은 가용 수소의 양이 불충분한 환경에서 탄화수소 분자가 너무 뜨거워질 때 일어난다. 분자는 탄소질 잔사인 코크를 형성할 때까지 분해된다. 분해는 촉매 표면 상에서 일어나서 코크 형성 및 촉매의 불활성화를 초래할 수 있다.One of the biggest problems in hydrotreatment is catalytic coking. Caulking occurs when hydrocarbon molecules become too hot in an environment where the amount of hydrogen available is insufficient. The molecule decomposes until it forms coke, a carbonaceous residue. Degradation can occur on the catalyst surface resulting in coke formation and inactivation of the catalyst.
본 발명에 따라, 촉매를 통해 수소 기체를 순환시킬 필요가 없는 공정이 개발되었다. 이를, 수소가 용액 중에 있도록, 일정 압력 환경에서, 수소 용해도가 오일 공급물에 비해 "높은" 용매 또는 희석제의 존재 하에서 수소와 피처리 오일을 혼합 및/또는 플래싱시킴으로써 수행한다.According to the present invention, a process has been developed that does not require circulating hydrogen gas through a catalyst. This is done by mixing and / or flashing the hydrogen and the treated oil in the presence of a “high” solvent or diluent in a constant pressure environment so that the hydrogen is in solution, in the presence of a “high” solvent or diluent relative to the oil feed.
반응기 조건 뿐만 아니라, 첨가되는 희석제의 유형 및 양을, 수소화처리 반응에 요구되는 모든 수소가 용액 중에 있도록, 설정할 수 있다. 이어서 오일/희석제/수소 용액을 반응기, 예를 들면 오일과 수소가 반응하는 장소인 촉매로 채워진 플러그 유동 또는 관형 반응기에 공급할 수 있다. 추가의 수소가 요구되지 않으므로, 수소 재순환이 회피되고, 반응기의 살수층 가동이 회피된다. 따라서, 큰 살수층 반응기가 훨씬 더 작은 반응기로 대체될 수 있다(도 1, 2 및 3 참조). 연속식 액체상 반응기는 반응기 온도를 보다 잘 제어하고, 촉매 코킹을 사실상 없애고, 경질분 탄화수소(light end hydrocarbon)의 생성을 감소시키고, 시스템을 보다 안전하게 만들 수 있다.In addition to the reactor conditions, the type and amount of diluent added can be set such that all the hydrogen required for the hydrotreating reaction is in solution. The oil / diluent / hydrogen solution may then be fed to a reactor, for example a plug flow or tubular reactor filled with catalyst, which is the place where oil and hydrogen react. Since no additional hydrogen is required, hydrogen recycle is avoided and the trickle bed operation of the reactor is avoided. Thus, a large trickle bed reactor can be replaced by a much smaller reactor (see FIGS. 1, 2 and 3). Continuous liquid phase reactors can better control the reactor temperature, virtually eliminate catalyst coking, reduce the production of light end hydrocarbons, and make the system safer.
본 발명은 또한 수소화분해, 수소화이성질체화, 수소화탈금속화 등에 관한 것이다. 전술된 바와 같이, 수소가 용액 중에 있도록, 수소 기체는 공급 원료 및 희석제, 예를 들면 재순환된 수소화분해물, 이성질체화물 또는 재순환된 탈금속화물과 함께 혼합 및/또는 플래싱된 후에, 이러한 혼합물이 촉매를 통과한다.The invention also relates to hydrocracking, hydroisomerization, hydrodemetallization and the like. As described above, the hydrogen gas is mixed and / or flashed with the feedstock and the diluents such as recycled hydrocrackates, isomerates or recycled demetallisates so that the hydrogen is in solution, and then the mixture depletes the catalyst. To pass.
본 발명의 원칙상의 목적은, 개선된 연속식 액체상 수소화처리 시스템, 공정, 방법 및/또는 장치를 제공하는 것이다.It is an object of the present invention to provide an improved continuous liquid phase hydroprocessing system, process, method and / or apparatus.
본 발명의 또다른 목적은 개선된 수소화분해, 수소화이성질체화, 피셔-트롭시(Fischer-Tropsch) 및/또는 수소화탈금속화 공정을 제공하는 것이다.It is a further object of the present invention to provide an improved hydrocracking, hydroisomerization, Fischer-Tropsch and / or hydrodemetallization process.
본 발명의 또다른 목적은 연속식 액체상 수소화처리 시스템, 공정, 방법 또는 장치에서 반응기를 위한 제어 방법을 제공하는 것이다.It is another object of the present invention to provide a control method for a reactor in a continuous liquid phase hydrotreatment system, process, method or apparatus.
본 발명의 또다른 목적은 연속식 액체상 수소화처리 시스템, 공정, 방법 및/또는 장치를 제어하기 위한 개선된 장치를 제공하는 것이다.It is another object of the present invention to provide an improved apparatus for controlling a continuous liquid phase hydrotreatment system, process, method and / or apparatus.
본 발명의 또다른 목적은 연속식 액체상 수소화처리 시스템, 공정, 방법 또는 장치에서 반응기를 위한 액체 높이 제어 방법을 제공하는 것이다.It is another object of the present invention to provide a liquid level control method for a reactor in a continuous liquid phase hydrotreatment system, process, method or apparatus.
본 발명의 또다른 목적은 연속식 액체상 수소화처리 시스템, 공정, 방법 또는 장치를 위한 반응기 내부의 증기상의 압력 제어 방법을 제공하는 것이다.It is another object of the present invention to provide a method for controlling the pressure of the vapor phase inside a reactor for a continuous liquid phase hydroprocessing system, process, method or apparatus.
본 발명의 또다른 목적은, 액체가 반응기 상단부 또는 반응기 하단부로부터 반응기 내로 유동할 수 있는, 개선된 연속식 액체상 수소화처리 시스템, 공정, 방법 및/또는 장치를 제공하는 것이다.It is another object of the present invention to provide an improved continuous liquid phase hydroprocessing system, process, method and / or apparatus in which liquid can flow into the reactor from the top of the reactor or from the bottom of the reactor.
본 발명의 또다른 목적은, 시스템의 디자인이 단일 반응기, 다중 반응기 및/또는 다중층 반응기일 수 있는, 개선된 연속식 액체상 수소화처리 시스템, 공정, 방법 및/또는 장치를 제공하는 것이다.It is a further object of the present invention to provide an improved continuous liquid phase hydroprocessing system, process, method and / or apparatus in which the design of the system can be a single reactor, multiple reactors and / or multilayer reactors.
본 발명의 또다른 목적은, 과량의 기체를 반응기의 상단부로부터 직접 일정 속도로 배기시킴으로써, 연속식 액체상 수소화처리 시스템에서 경질분 탄화수소를 감소시키는 방법을 제공하는 것이다.It is another object of the present invention to provide a method for reducing light hydrocarbons in a continuous liquid phase hydrotreatment system by venting excess gas at a constant rate directly from the top of the reactor.
본 발명에 따라, 개선된 수소화처리, 수소화개질, 수소화후처리, 수소화정련 및/또는 수소화분해 공정은, 반응 용기 내의 용액 내로 수소를 압력에 의해 강제로 첨가할 필요를 줄이거나 없애고, 희석제 또는 용매를 첨가하거나 희석제 또는 용매를 선택함으로써 수소에 대한 용해도를 증가시킴으로써, 최소량의 촉매를 사용하여, 비교적 낮은 압력에서 윤활유 및 왁스로부터 불순물을 제거한다. 예를 들면, 무거운 컷(cut)에 대한 희석제는 디젤 연료이고 가벼운 컷에 대한 희석제는 펜탄이다. 더욱이, 희석제로서 펜탄을 사용하면서 높은 용해도를 달성할 수 있다. 추가로 본 발명의 공정을 사용하여, 용액 중 수소의 화학양론적 양을 초과 달성할 수 있다. 또한 본 발명의 공정을 사용함으로써, 압력 용기의 비용을 절감할 수 있고, 반응기 내 작은 관들 내에서 촉매를 사용할 수 있음으로써 비용을 절감할 수 있다. 추가로, 본 발명의 공정을 사용함으로써, 수소 재순환 압축기를 사용할 필요를 없앨 수도 있다.In accordance with the present invention, an improved hydrotreatment, hydroreforming, post-hydrotreatment, hydrorefining and / or hydrocracking process reduces or eliminates the need for forced addition of hydrogen into the solution in the reaction vessel, diluents or solvents. By increasing the solubility in hydrogen by adding or selecting a diluent or solvent, a minimum amount of catalyst is used to remove impurities from lubricating oils and waxes at relatively low pressures. For example, the diluent for heavy cuts is diesel fuel and the diluent for light cuts is pentane. Moreover, high solubility can be achieved while using pentane as a diluent. In addition, using the process of the present invention, more than the stoichiometric amount of hydrogen in solution can be achieved. In addition, by using the process of the present invention, the cost of the pressure vessel can be reduced, and the cost can be saved by using the catalyst in small tubes in the reactor. In addition, by using the process of the present invention, it is possible to eliminate the need to use a hydrogen recycle compressor.
본 발명의 공정을 수소화처리, 수소화개질, 수소화후처리, 수소화정련 및/또는 수소화분해를 위한 통상적인 설비에서 사용할 수 있지만, 보다 낮은 압력, 및/또는 재순환 용매, 희석제, 수소 또는 적어도 일부의 미리 수소화처리된 스톡 또는 공급물을 사용하여 공정을 실행함으로써, 보다 저가의 설비, 반응기, 수소 압축기 등을 사용하여, 동일하거나 보다 나은 결과를 달성할 수 있다.The process of the present invention may be used in conventional equipment for hydrotreating, hydroreforming, post-hydrotreating, hydrorefining and / or hydrocracking, but at lower pressures, and / or in advance of recycling solvents, diluents, hydrogen or at least some By carrying out the process using a hydrotreated stock or feed, lower cost equipment, reactors, hydrogen compressors and the like can be used to achieve the same or better results.
도 1은 디젤 수소화개질기의 공정 흐름도이다.
도 2는 잔유 수소화개질기의 공정 흐름도이다.
도 3은 수소화처리 시스템의 공정 흐름도이다.
도 4는 다단계 반응기 시스템의 공정 흐름도이다.
도 5는 1200 BPSD 수소화처리 장치의 공정 흐름도이다.
도 6은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는 하향 유동 반응기 시스템의 도면이다.
도 7은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는 하향 유동 반응기 시스템의 도면이다.
도 8은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는 상향 유동 반응기 시스템의 도면이다.
도 9는 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는 상향 유동 반응기 시스템의 도면이다.
도 10은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는 하향 유동 2-반응기 시스템의 도면이다.
도 11은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는 하향 유동 2-반응기 시스템의 도면이다.
도 12는 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는 상향 유동 2-반응기 시스템의 도면이다.
도 13은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는 상향 유동 2-반응기 시스템의 도면이다.
도 14는 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는, 2개의 촉매층을 함유하는 하향 유동 단일 반응기 시스템의 도면이다.
도 15는 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는, 2개의 촉매층을 함유하는 하향 유동 단일 반응기 시스템의 도면이다.
도 16은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는, 2개의 촉매층을 함유하는 상향 유동 단일 반응기 시스템의 도면이다.
도 17은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는, 2개의 촉매층을 함유하는 상향 유동 단일 반응기 시스템의 도면이다.
도 18은 연속식 액체상 수소화처리 공정에서 사용되기 위한, 액체 높이 제어기를 갖는 단일층 하향 유동 반응기의 도면이다.
도 19는 연속식 액체상 수소화처리 공정에서 사용되기 위한, 2개의 압력 제어기를 갖는 다중층 상향 유동 반응기의 도면이다.1 is a process flow diagram of a diesel hydrogenation reformer.
2 is a process flow diagram of the bottoms hydrogenation reformer.
3 is a process flow diagram of a hydrotreatment system.
4 is a process flow diagram of a multistage reactor system.
5 is a process flowchart of a 1200 BPSD hydroprocessing apparatus.
6 is a diagram of a downflow reactor system in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the height of the liquid in the reactor.
7 is a diagram of a downflow reactor system in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
8 is a diagram of an upflow reactor system in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the height of the liquid in the reactor.
9 is a diagram of an upflow reactor system in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
10 is a diagram of a downflow two-reactor system in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the height of the liquid in the reactor.
11 is a diagram of a downflow two-reactor system in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
12 is a diagram of an upflow two-reactor system in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the height of the liquid in the reactor.
13 is a diagram of an upflow two-reactor system in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
FIG. 14 is a diagram of a downflow single reactor system containing two catalyst beds in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the height of the liquid in the reactor.
FIG. 15 is a diagram of a downflow single reactor system containing two catalyst beds in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
FIG. 16 is a diagram of an upflow single reactor system containing two catalyst beds in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the height of the liquid in the reactor.
FIG. 17 is a diagram of an upflow single reactor system containing two catalyst beds in which the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
18 is a diagram of a single bed downflow reactor with a liquid height controller for use in a continuous liquid phase hydroprocessing process.
19 is a diagram of a multi-layer upflow reactor with two pressure controllers for use in a continuous liquid phase hydroprocessing process.
본 발명의 발명자들은 촉매를 통해 수소 기체를 순환시키거나 별도의 수소상을 가질 필요가 없는 공정을 개발하였다. 이를, 수소가 용액 중에 있도록, 일정 압력 환경에서, 비교적 높은 수소 용해도를 갖는 용매 또는 희석제의 존재 하에서 수소와 피처리 오일을 혼합 및/또는 플래싱시킴으로써 수행한다. 수소에 대해 최대 용량의 오일/희석제 용액이 활용되도록, 과량의 수소를 오일/희석제 용액 내로 혼합 및/또는 플래싱한다. 오일/희석제 용액에 용해될 수 있는 과량의 수소는 증기상 내에 남아있다.The inventors of the present invention have developed a process that does not require circulating hydrogen gas through a catalyst or having a separate hydrogen phase. This is done by mixing and / or flashing the hydrogen and the treated oil in the presence of a solvent or diluent having a relatively high hydrogen solubility in a constant pressure environment so that the hydrogen is in solution. Excess hydrogen is mixed and / or flashed into the oil / diluent solution so that the maximum volume of oil / diluent solution is utilized for hydrogen. Excess hydrogen that can be dissolved in the oil / diluent solution remains in the vapor phase.
반응기 조건 뿐만 아니라, 첨가되는 희석제의 유형 및 양을, 수소화처리 반응에 요구되는 모든 수소가 용액 중에 있도록, 설정할 수 있다. 이어서 오일/희석제/수소 용액을 반응기, 예를 들면 오일과 수소가 반응하는 장소인 촉매로 채워진 플러그 유동 또는 관형 또는 기타 반응기에 공급할 수 있다. 추가의 수소가 요구되지 않으므로, 수소 재순환이 회피되고, 반응기의 살수층 가동이 회피된다(도 1, 2 및 3 참조). 따라서, 큰 살수층 반응기가 훨씬 더 작거나 단순한 반응기에 의해 대체될 수 있다(도 18 참조).In addition to the reactor conditions, the type and amount of diluent added can be set such that all the hydrogen required for the hydrotreating reaction is in solution. The oil / diluent / hydrogen solution may then be fed to a reactor, for example a plug flow or tubular or other reactor filled with catalyst, which is the place where oil and hydrogen react. Since no additional hydrogen is required, hydrogen recycle is avoided and the trickle bed operation of the reactor is avoided (see FIGS. 1, 2 and 3). Thus, a large trickle bed reactor can be replaced by a much smaller or simpler reactor (see FIG. 18).
훨씬 더 작거나 단순한 반응기를 사용하는 외에도, 수소 재순환 압축기를 사용하지 않아도 된다. 반응에 요구되는 모든 수소가 반응기 앞의 용액 중에 존재할 수 있기 때문에, 수소 기체를 반응기 내에서 순환시킬 필요가 없고 재순환 압축기가 필요없다. 재순환 압축기를 사용할 필요가 없고, 예를 들면 플러그 유동 또는 관형 반응기를 사용하기 때문에, 수소화개질 공정의 자본 비용이 크게 감소한다.In addition to using much smaller or simpler reactors, there is no need to use a hydrogen recycle compressor. Since all the hydrogen required for the reaction can be present in the solution in front of the reactor, there is no need to circulate hydrogen gas in the reactor and no recycle compressor is required. There is no need to use a recirculating compressor, for example using a plug flow or tubular reactor, which greatly reduces the capital cost of the hydroreforming process.
본 발명의 반응기를, 생성물 및 주어진 특정 공급물에 요구되는 사양에 맞추어 디자인 및 개수를 변경시킬 수 있다. 특정하게 오염된 공급물로부터 요망되는 생성물 사양을 달성하기 위해서, 추가의 반응기를 첨가할 필요가 있을 수 있다. 다중 반응기가 요구되는 경우에서 조차도, 본 발명의 반응기가 통상적인 반응기보다 바람직한데, 왜냐하면 본 발명의 반응기는 통상적인 시스템에 비교할 때 크기가 보다 작고 디자인이 보다 단순하여 자본 비용을 감소시키기 때문이다. 다중층 반응기를 사용하는 외에도, 다중 촉매층을 단일 반응기 용기 내에 수용할 수도 있다. 다중층 반응기를 제작하는 경우(도 19 참조), 다중 촉매층을 수용하는 단일 반응기 용기를 사용함으로써, 자본 비용을 추가로 감소시킨다. 촉매층들은 동일한 촉매 유형들을 함유할 수 있거나, 생성물 사양 목표를 보다 효율적으로 달성하기 위해서 상이한 촉매 유형들을 함유할 수 있다.The reactor of the present invention can be modified in design and number to meet the specifications required for the product and a given particular feed. It may be necessary to add additional reactors to achieve the desired product specifications from the specifically contaminated feed. Even when multiple reactors are required, the reactors of the present invention are preferred over conventional reactors because the reactors of the present invention are smaller in size and simpler in design compared to conventional systems, reducing capital costs. In addition to using a multilayer reactor, multiple catalyst beds may be contained within a single reactor vessel. In the case of building a multi-layer reactor (see FIG. 19), capital costs are further reduced by using a single reactor vessel containing multiple catalyst beds. The catalyst layers may contain the same catalyst types or may contain different catalyst types in order to more efficiently achieve product specification goals.
수소화처리에서 일어나는 대부분의 반응은 매우 발열성이고, 그 결과 상당량의 열이 반응기 내에서 발생한다. 반응기의 온도를, 재순환 스트림을 사용하여, 제어할 수 있다. 제어된 부피의 반응기 유출물을, 필요하다면 재가열기를 사용하여, 다시 반응기의 앞으로 재순환시킬 수 있고, 신선한 공급물 및 수소와 블렌딩할 수 있다. 재순환 스트림은 촉매 상에서의 공급물과 수소의 반응에 의해 형성된 열을 흡수하고, 반응기를 통한 온도 상승을 감소시킨다. 반응기 온도를, 필요하다면 예열기를 사용하여 신선한 공급물 온도 및 재순환량을 제어함으로써, 제어할 수 있다. 또한, 재순환 스트림은 이미 반응한 분자를 함유하기 때문에, 이것은 불활성 희석제로서도 작용한다. 본 발명은 액체의 박막만이 촉매 상에 분포하는 통상적인 살수층 반응기와는 대조적으로, 연속식 액체상 반응기를 사용함으로써, 반응기의 온도를 추가로 조절한다. 연속식 액체상 반응기의 이점은, 액체는 일반적으로 기체보다 더 높은 열용량을 갖는다는 점이다. 주어진 분자의 열용량이 클수록, 분자가 온도 자체를 최소한으로 증가시키면서 그의 주변으로부터 열을 흡수하는 능력은 크다. 연속식 액체상 반응기는 반응기로부터 과량의 열을 흡수하여 전체 온도를 평형시키는 방열기로서 작용한다. 연속식 액체상 반응기가 사용되는 경우, 공정은 훨씬 더 등온성에 가깝게 되어, 반응기 입구와 반응기 출구 사이의 전형적인 온도차 40 내지 60 ℉(22 내지 33 ℃)를 약 10 ℉(5.5 ℃)로 감소시킨다. 반응기 입구 온도와 반응기 출구 온도 사이의 온도차를 감소시키는 외에도, 연속식 액체상 반응기는 촉매층 내에서 생기는 핫 스팟(hot spot)의 문제를 크게 감소시키기도 한다.Most of the reactions that occur in hydroprocessing are very exothermic and as a result a significant amount of heat is generated in the reactor. The temperature of the reactor can be controlled using a recycle stream. A controlled volume of reactor effluent may be recycled back to the front of the reactor, if necessary using a reheater, and blended with fresh feed and hydrogen. The recycle stream absorbs heat formed by the reaction of the feed with hydrogen on the catalyst and reduces the temperature rise through the reactor. The reactor temperature can be controlled by controlling the fresh feed temperature and recycle amount if necessary using a preheater. In addition, since the recycle stream contains molecules that have already reacted, it also acts as an inert diluent. The present invention further controls the temperature of the reactor by using a continuous liquid phase reactor, in contrast to conventional trickle bed reactors in which only a thin film of liquid is distributed on the catalyst. An advantage of the continuous liquid phase reactor is that the liquid generally has a higher heat capacity than the gas. The greater the heat capacity of a given molecule, the greater the ability of the molecule to absorb heat from its surroundings while minimizing the temperature itself. The continuous liquid phase reactor acts as a radiator to absorb excess heat from the reactor to balance the overall temperature. When a continuous liquid phase reactor is used, the process becomes even more isothermal, reducing the typical temperature difference between 40 and 60 ° F. (22 to 33 ° C.) between the reactor inlet and reactor outlet to about 10 ° F. (5.5 ° C.). In addition to reducing the temperature difference between the reactor inlet temperature and the reactor outlet temperature, continuous liquid phase reactors also greatly reduce the problem of hot spots in the catalyst bed.
수소화처리에서 본 발명을 사용하면, 분해 반응이 일어날 때, 코킹을 회피할 정도로 충분한 수소가 용액 중에 항상 존재하기 때문에, 코킹이 거의 없어질 수 있다. 이로써 촉매 수명이 훨씬 더 길어질 수 있고 가동 및 유지 비용이 감소할 수 있다.Using the present invention in hydrotreating, coking can be almost eliminated when there is always enough hydrogen in the solution to avoid coking when the decomposition reaction occurs. This can result in much longer catalyst life and lower operating and maintenance costs.
수소화처리에서 발견되는 또다른 문제점은 경질분 탄화수소 기체의 생성이다. 주로 메탄인 이러한 분자는, 많은 양으로 존재하는 경우 추가의 비용이 투입되면서 회수되어야 하는 바람직하지 못한 생성물이다. 이러한 경질분 생성물은 반응 온도가 상승함에 따라 점점 많이 생긴다. 경질분 생성물의 문제점은, 온도가 반응기의 설정 온도보다 현저하게 상승하는 영역인 핫 스팟을 생성하는 반응기의 경향에 의해, 더욱 심해진다. 이러한 문제점을 없애기 위해, 통상적인 수소화처리 시스템은 반응기 도처에 위치한 급냉 박스를 사용한다. 급냉 박스는 반응기 내부의 온도를 저하시키기 위해서 차가운 수소를 반응기에 주입하는 역할을 한다. 반응기를 냉각시키기에 수소는 값비싼 선택일 뿐만 아니라, 이것은 안전상 위험을 줄 수 있다. 급냉 박스의 디자인, 및 이것이 수소를 반응기 내로 도입시키는 방식을 제어하는 방법은 대단히 중요한데, 왜냐하면 한 가지의 오류가 전체 시스템의 제어 손실을 초래할 수 있기 때문이다. 폭발을 초래할 가능성이 있는 런어웨이(runaway) 반응이 개시될 수도 있다. 수소화처리에서 본 발명을 사용하는 경우, 등온성에 가까운 반응기 환경을 형성하는 방열기로서도 작용하는 연속식 액체상 반응기를 사용함을 통해, 분해가 종종 10배의 감소율로 크게 감소된다. 이러한 거의 등온성인 환경으로 인해, 차가운 수소 급냉 박스가 필요없게 되고, 공정에 요구되는 수소의 자본 비용이 감소하고, 시스템의 안전성이 증가한다.Another problem found in hydroprocessing is the production of light hydrocarbon gases. Such molecules, which are predominantly methane, are undesirable products that, when present in large amounts, must be recovered at an additional cost. These light meal products are increasingly produced as the reaction temperature rises. The problem with the hard meal product is exacerbated by the tendency of the reactor to produce hot spots, which are areas in which the temperature rises significantly above the set temperature of the reactor. To alleviate this problem, conventional hydroprocessing systems use quench boxes located throughout the reactor. The quench box injects cold hydrogen into the reactor to lower the temperature inside the reactor. Hydrogen is not only an expensive choice for cooling the reactor, but it can also pose a safety risk. The design of the quench box and how it controls the introduction of hydrogen into the reactor is very important because one error can lead to loss of control of the entire system. Runaway reactions may also be initiated that may cause an explosion. When using the present invention in hydrotreating, decomposition is often significantly reduced at a rate of 10 times reduction through the use of a continuous liquid phase reactor that also acts as a radiator to form a reactor environment close to isothermal. This nearly isothermal environment eliminates the need for cold hydrogen quench boxes, reduces the capital cost of hydrogen required for the process, and increases the safety of the system.
연속식 액체상 반응기가 도입되는 경우, 반응기, 및 따라서 시스템이 등온성에 가깝게 유지되도록 하는 방열기 내의 액체의 온도를 제어할 필요가 없다. 재순환 유체의 양 및 신선한 공급물의 온도를 제어함으로써, 수소 급냉 박스 없이도, 반응기 내의 액체의 온도를 제어하고 방열기를 유지할 수 있다.If a continuous liquid phase reactor is introduced, there is no need to control the temperature of the liquid in the reactor, and thus the radiator, which keeps the system close to isothermal. By controlling the amount of recycle fluid and the temperature of the fresh feed, it is possible to control the temperature of the liquid in the reactor and maintain the radiator without the hydrogen quench box.
연속식 액체상 반응기의 도입과 함께 제기되는 또다른 쟁점은 액체의 양을 제어하기 위한 공정의 필요성이다. 이는 두 가지 방법 중에서 하나에 의해 달성된다. 우선, 반응기 내의 액체를 특정한 높이로 유지함으로써, 반응기 내의 액체의 양을 제어할 수 있다(도 6, 8, 10, 12, 14 및 16 참조). 이러한 공정에서는, 유지되어야 하는, 반응기 내의 특정한 액체 높이 범위가 존재한다. 액체의 높이가 너무 높아지면, 반응기 내로 유입되는 오일/희석제/수소 혼합물 내의 수소의 양을 증가시킴으로써 액체 높이를 낮출 것이다. 액체의 높이가 너무 낮아지면, 반응기 내로 유입되는 오일/희석제/수소 혼합물 내의 수소의 양을 감소시켜 반응기에 보다 많은 액체가 유입되도록 할 것이다. 두번째의 제어 공정에서는, 반응기 내부의 기체의 압력을 유지함으로써, 반응기 내의 액체의 양을 제어할 수 있다(도 7, 9, 11, 13, 15 및 17 참조). 반응기 내의 과량의 수소 및 경질분 탄화수소 기체는 특정한 압력에서 유지된다. 이러한 기체의 압력이 너무 높아지면, 반응기 내로 도입되는 오일/희석제/수소 혼합물 내 수소의 양을 감소시켜 최적 압력을 달성할 것이다. 압력이 너무 낮아지면, 오일/희석제/수소 혼합물 내의 수소의 양을 증가시킬 것이다. 다중 반응기 또는 다중층 반응기가 사용되는 수소화처리 시스템에서, 반응기 내의 액체의 양, 또는 다중층 반응기의 경우, 촉매층을 둘러싸는 액체의 양을, 다중 액체 높이 제어 또는 반응기의 상부 내의 기체의 다중 증기압 제어의 단독적 사용을 통해 제어할 수 있거나, 두 가지 제어 방법을 다양한 조합으로 동일한 시스템 내에서 조합할 수 있다.Another issue raised with the introduction of continuous liquid phase reactors is the need for a process to control the amount of liquid. This is accomplished by one of two methods. First, by keeping the liquid in the reactor at a certain height, the amount of liquid in the reactor can be controlled (see FIGS. 6, 8, 10, 12, 14 and 16). In this process, there is a specific liquid height range in the reactor that must be maintained. If the height of the liquid becomes too high, it will lower the liquid height by increasing the amount of hydrogen in the oil / diluent / hydrogen mixture entering the reactor. If the height of the liquid is too low, it will reduce the amount of hydrogen in the oil / diluent / hydrogen mixture entering the reactor, allowing more liquid to enter the reactor. In the second control process, the amount of liquid in the reactor can be controlled by maintaining the pressure of the gas inside the reactor (see FIGS. 7, 9, 11, 13, 15 and 17). Excess hydrogen and light hydrocarbon gas in the reactor are maintained at a certain pressure. If the pressure of this gas becomes too high, the optimum pressure will be achieved by reducing the amount of hydrogen in the oil / diluent / hydrogen mixture introduced into the reactor. If the pressure is too low, it will increase the amount of hydrogen in the oil / diluent / hydrogen mixture. In a hydrotreatment system in which multiple reactors or multilayer reactors are used, the amount of liquid in the reactor, or, in the case of a multilayer reactor, the amount of liquid surrounding the catalyst bed is controlled by multiple liquid height or multiple vapor pressures of gas in the top of the reactor. Can be controlled through the sole use of, or the two control methods can be combined in various combinations within the same system.
본 발명은, 과량의 기체가 반응기로부터 직접 배기될 수 있다는 점에서 통상적인 기술과는 상이하다. 통상적인 수소화개질에서, 기체를 반응기로부터 직접배기시키는 것은 불가능한데, 왜냐하면 수소 기체가 반응기를 통해 순환되어야 하기 때문이다. 기체가 통상적인 반응기로부터 직접 배기된다면, 다량의 수소가 손실되거나 비효율적으로 사용될 것이다. 본 발명은 연속식 액체상 반응기를 사용하기 때문에, 수소를 반응기를 통해 순환시킬 필요가 없고, 따라서 반응기 내의 유일한 기체는 과량의 수소 및 경질분 탄화수소 기체이다. 과량의 기체가 반응기로부터 직접 배기되면, 배기체 유속 또는 시스템으로의 수소의 첨가 또는 시스템으로부터 수소의 배출에 변경이 가해진 후 시스템이 적응하는데 요구되는 시간이 최소화됨으로써, 시스템의 보다 효율적인 제어가 가능하게 된다.The present invention differs from conventional techniques in that excess gas can be exhausted directly from the reactor. In conventional hydrogenation reforming, it is not possible to exhaust the gas directly from the reactor because hydrogen gas must be circulated through the reactor. If the gas is vented directly from a conventional reactor, a large amount of hydrogen will be lost or used inefficiently. Because the present invention uses a continuous liquid phase reactor, there is no need to circulate hydrogen through the reactor, so the only gases in the reactor are excess hydrogen and light hydrocarbon gas. Excess gas is directly exhausted from the reactor, minimizing the time required for the system to adapt after a change in exhaust flow rate or the addition of hydrogen to the system or the discharge of hydrogen from the system, thereby enabling more efficient control of the system. do.
도 1은 전체적으로 숫자 10으로 표시되는 디젤 수소화개질기를 위한 공정 흐름도를 보여준다. 신선한 공급 원료(12)는 공급물 충전 펌프(14)에 의해 혼합 영역(18)으로 펌핑된다. 이어서 신선한 공급 원료(12)는 수소(15) 및 수소화개질된 공급물(16)과 혼합되어 신선한 공급물 혼합물(20)을 형성한다. 이어서 혼합물(20)은 분리기(22)에서 분리되어 제 1 분리기 폐기체(24)와 분리된 혼합물(30)을 형성한다. 분리된 혼합물(30)은 반응기(34)에서 촉매(32)와 혼합되어 반응된 혼합물(40)을 형성한다. 반응된 혼합물(40)은 두 가지의 생성물 유동물인 재순환 유동물(42)과 연속적 유동물(50)로 분할된다. 재순환 유동물은 재순환 펌프(44)에 의해 펌핑되어 수소화개질된 공급물(16)이 되며, 이것은 신선한 공급물(12) 및 수소(15)와 혼합된다.FIG. 1 shows a process flow diagram for a diesel hydroreformer represented generally by the
연속적 유동물(50)은 분리기(52) 내로 유동하고, 여기서 제 2 분리기 폐기체(54)가 제거됨으로써, 반응되고 분리된 유동물(60)이 생긴다. 이어서 반응되고 분리된 유동물(60)은 플래셔(62) 내로 유동하여, 플래셔 폐기체(64) 및 반응되고 분리되고 플래싱된 유동물(70)을 형성한다. 이어서 반응되고 분리되고 플래싱된 유동물(70)은 스트리퍼(72) 내로 펌핑되고, 여기서 스트리퍼 폐기체(74)가 제거됨으로써, 유출 생성물(80)이 형성된다.
도 2는 전체적으로 숫자 100으로 표시되는 잔유 수소화개질기를 위한 공정 흐름도를 보여준다. 신선한 공급 원료(110)는 혼합 영역(114)에서 용매(112)와 혼합되고, 혼합된 용매-공급물 충전 펌프(122)에 의해 혼합 영역(124)로 들어간다. 이어서 혼합된 용매-공급물(120)은 수소(126) 및 수소화개질된 공급물(128)과 혼합되어 수소-용매-공급물 혼합물(130)을 형성한다. 이어서 수소-용매-공급물 혼합물(130)은 제 1 분리기(132)에서 분리되어 제 1 분리기 폐기체(134)와 분리된 혼합물(140)을 형성한다. 분리된 혼합물(140)은 반응기(144)에서 촉매(142)와 혼합되어 반응된 혼합물(150)을 형성한다. 반응된 혼합물(150)은 두 가지의 생성물 유동물인 재순환 유동물(152)과 연속적 유동물(160)로 분할된다. 재순환 유동물(152)은 재순환 펌프(154)에 의해 펌핑되어 수소화개질된 공급물(128)이 되며, 이것은 용매-공급물(120) 및 수소(126)와 혼합된다.FIG. 2 shows a process flow diagram for the bottoms hydroreformer represented by numeral 100 as a whole.
연속적 유동물(160)은 제 2 분리기(162) 내로 유동하고, 여기서 제 2 분리기 폐기체(164)가 제거됨으로써, 반응되고 분리된 유동물(170)이 생긴다. 이어서 반응되고 분리된 유동물(170)은 플래셔(172) 내로 유동하여, 플래셔 폐기체(174) 및 반응되고 분리되고 플래싱된 유동물(180)을 형성한다. 이어서 플래셔 폐기체(174)는 응축기(176)에 의해 냉각됨으로써 용매(112)를 형성하고, 이것은 유입되는 신선한 공급물(110)과 혼합된다.
이어서 반응되고 분리되고 플래싱된 유동물(180)은 스트리퍼(182)로 유동하고, 여기서 스트리퍼 폐기체(184)가 제거됨으로써, 유출 생성물(190)이 형성된다.The reacted, separated and flashed
도 3은 전체적으로 숫자 200으로 표시되는 수소화처리 장치를 위한 공정 흐름도를 보여준다.3 shows a process flow diagram for a hydrotreatment apparatus, generally indicated by
신선한 공급 원료(202)는 제 1 혼합 영역(206)에서 제 1 희석제(204)와 혼합됨으로써 제 1 희석제-공급물(208)을 형성한다. 이어서 제 1 희석제-공급물(208)은 제 2 혼합 영역(212)에서 제 2 희석제(210)와 혼합되어 제 2 희석제-공급물(214)을 형성한다. 이어서 제 2 희석제-공급물(214)은 희석제-공급물 충전 펌프(216)에 의해 제 3 혼합 영역(218)으로 펌핑된다.The
수소(220)가 수소 압축기(222) 내로 유입됨으로써, 압축된 수소(224)를 형성한다. 압축된 수소(224)는 제 3 혼합 영역(218)으로 유동한다.
제 2 희석제-공급물(214)과 압축된 수소(224)는 제 3 혼합 영역(218)에서 혼합됨으로써 수소-희석제-공급물 혼합물(226)을 형성한다. 이어서 수소-희석제-공급물 혼합물(226)은, 제 3 분리기 배출물(230)을 사용하여 혼합물(226)을 가온시키는 공급물-생성물 교환기(228)를 통해 유동함으로써, 제 1 교환기 유동물(232)을 형성한다. 제 1 교환기 유동물(232)과 제 1 재순환 유동물(234)은 제 4 혼합 영역(236)에서 혼합됨으로써, 제 1 재순환 공급물(238)을 형성한다.The second diluent-
이어서 제 1 재순환 공급물(238)은, 교환된 제 1 정류기 교환된 배출물(242)을 사용함으로써 혼합물(238)을 가온시키는 제 1 공급물-생성물 교환기(240)를 통해 유동함으로써, 제 2 교환기 유동물(244)을 형성한다. 제 2 교환기 유동물(244)과 제 2 재순환 유동물(246)은 제 5 혼합 영역(248)에서 혼합됨으로써, 제 2 재순환 공급물(250)을 형성한다.The
이어서 제 2 재순환 공급물(250)이 공급물-재순환 혼합기(252)에서 혼합됨으로써 공급물-재순환 혼합물(254)을 형성한다. 이어서 공급물-재순환 혼합물(254)은 반응기 입구 분리기(256) 내로 유동한다.The
공급물-재순환 혼합물(254)은 반응기 입구 분리기(256)에서 분리되어, 반응기 입구 분리기 폐기체(258) 및 입구 분리된 혼합물(260)을 형성한다. 반응기 입구 분리기 폐기체(258)는 플레어링되거나 달리 본 발명의 시스템(200)으로부터 제거된다.Feed-
입구 분리된 혼합물(260)은 반응기(264)에서 촉매(262)와 혼합됨으로써 반응된 혼합물(266)을 형성한다. 반응된 혼합물(266)은 반응기 출구 분리기(268) 내로 유동한다.Inlet separated
반응된 혼합물(266)은 반응기 출구 분리기(268)에서 분리됨으로써 반응기 출구 분리기 폐기체(270) 및 출구 분리된 혼합물(272)을 형성한다. 반응기 출구 분리기 폐기체(270)는 반응기 출구 분리기(268)로부터 유동한 후 플레어링되거나 달리 본 발명의 시스템(200)으로부터 제거된다.Reacted
출구 분리된 혼합물(272)이 반응기 출구 분리기(268)로부터 유동하고 제 1 분할 영역(278)에서 큰 재순환 유동물(274)과 연속적인 출구 분리된 혼합물(276)로 분할된다.The outlet separated
큰 재순환 유동물(274)은 재순환 펌프(280)를 통해 제 2 분할 영역(282)으로 펌핑된다. 큰 재순환 유동물(274)은 혼합 영역(282)에서 제 1 재순환 유동물(234)과 제 2 재순환 유동물(246)로 분할되고 이들은 전술된 바와 같이 사용된다.
연속적 출구 분리된 혼합물(276)은 제 1 분할 영역(278)로부터 유출되어 유출물 가열기(284) 내로 유동함으로써 가열된 유출 유동물(286)이 된다.Continuous outlet separated
가열된 유출 유동물(286)은 제 1 정류기(288) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 1 정류기 배출물(290)과 제 1 정류기 유동물(292)로 분할된다. 제 1 정류기 배출물(290)과 제 1 정류기 유동물(292)은 따로따로 제 2 교환기(294) 내로 유동하고, 여기서 이들의 온도차가 감소된다.The
교환기는 제 1 정류기 배출물(290)을 제 1 정류기 교환된 배출물(242)로 변환시키고, 이것은 전술된 바와 같이 제 1 공급물-생성물 교환기(240)로 유동한다. 제 1 공급물-생성물 교환기(240)는 제 1 정류기 교환된 배출물(242)을 추가로 냉각시켜 제 1 이중 냉각된 배출물(296)을 형성한다.The exchanger converts the
이어서 제 1 이중 냉각된 배출물(296)은 응축기(298)에 의해 냉각됨으로써 제 1 응축된 배출물(300)이 된다. 이어서 제 1 응축된 배출물(300)은 환류 축압기(302) 내로 유동하고, 여기서 이것은 배출물(304)과 제 1 희석제(204)로 분할된다. 배출물(304)은 시스템(200)으로부터 배출된다. 제 1 희석제(204)는 제 1 혼합 영역(206)으로 유동하여 전술된 바와 같이 제 1 공급 원료(202)와 혼합된다.The first double cooled
교환기는 제 1 정류기 유동물(292)을 제 1 정류기 교환된 유동물(306)로 변환시키고, 이것은 제 3 분리기(308) 내로 유동한다. 제 3 분리기(308)는 제 1 정류기 교환된 유동물(306)을 제 3 분리기 배출물(230)과 제 2 정류된 유동물(310)로 분할한다.The exchanger converts the
제 3 분리기 배출물(230)은 전술된 바와 같이 교환기(228)로 유동한다. 교환기(228)는 제 3 분리기 배출물(230)을 냉각시킴으로써, 제 2 냉각된 배출물(312)을 형성한다.The
이어서 제 2 냉각된 배출물(312)은 응축기(314)에 의해 냉각됨으로써 제 3 응축된 배출물(316)이 된다. 이어서 제 3 응축된 배출물(316)은 환류 축압기(318) 내로 유동하고, 여기서 이것은 환류 축압기 배출물(320)과 제 2 희석제(210)로 분할된다. 환류 축압기 배출물(320)은 시스템(200)으로부터 배출된다. 제 2 희석제(210)는 제 2 혼합 영역(212)으로 유동하여 전술된 바와 같이 시스템(200)에 재합류된다.The second cooled
제 2 정류된 유동물(310)은 제 2 정류기(322) 내로 유동하고 여기서 이것은 제 3 정류기 배출물(324)과 제 1 단부 유동물(326)로 분할된다. 이어서 제 1 단부 유동물(326)은 사용 또는 추가의 처리를 위해 시스템(200)으로부터 유출된다. 제 3 정류기 배출물(324)은 응축기(328) 내로 유동하고, 여기서 이것은 냉각됨으로써 제 3 응축된 배출물(330)이 된다.The second rectified
제 3 응축된 배출물(330)은 응축기(328)로부터 제 4 분리기(332) 내로 유동한다. 제 4 분리기(332)는 제 3 응축된 배출물(330)을 제 4 분리기 배출물(334)과 제 2 단부 유동물(336)로 분할한다. 제 4 분리기 배출물(334)은 시스템(200)으로부터 배출된다. 이어서 제 2 단부 유동물(336)은 사용 또는 추가의 처리를 위해 시스템(200)으로부터 유출된다.The third
도 4는 전체적으로 숫자 400으로 표시되는 1200 BPSD 수소화처리 장치를 위한 공정 흐름도를 보여준다.4 shows a process flow diagram for a 1200 BPSD hydrotreatment apparatus, indicated generally by the numeral 400.
신선한 공급 원료(401)는 20 psi(138 kPa) 및 1200 BBL/D에서 약 260 ℉(127 ℃)의 허용가능한 유입 변수를 위해 제 1 모니터링 지점(402)에서 모니터링한다. 이어서 신선한 공급 원료(401)는 제 1 혼합 영역(406)에서 희석제(404)와 혼합됨으로써 혼합된 희석제-공급물(408)을 형성한다. 이어서 혼합된 희석제-공급물(408)은 희석제-공급물 충전 펌프(410)에 의해 제 1 모니터링 오리피스(412) 및 제 1 밸브(414)를 통해 제 2 혼합 영역(416)으로 펌핑된다.
수소(420)가 100 ℉(37.8 ℃), 500 psi(3447 kPa) 및 40,000 SCF/HR(1133 ㎥/hr)의 변수에서 수소 압축기(422) 내로 유입됨으로써 압축된 수소(424)가 형성된다. 수소 압축기(422)는 수소(420)를 1500 psi(2896 내지 10,342 kPa)로 압축한다. 압축된 수소(424)는 허용가능한 유입 변수를 모니터링하는 제 2 모니터링 지점(426)을 통해 유동한다. 압축된 수소(424)는 제 2 모니터링 오리피스(428) 및 제 2 밸브(430)를 통해 제 2 혼합 영역(416)으로 유동한다.
제 1 모니터링 오리피스(412), 제 1 밸브(414) 및 피드 포워드(feed forward) 지시기 및 제어기(FFIC)(434)가, 혼합된 희석제-공급물(408)의 제 2 혼합 영역(416)으로의 유입을 제어하는 공급물 지시기 제어기(FIC)(432)에 연결된다. 마찬가지로, 제 2 모니터링 오리피스(428), 제 2 밸브(430) 및 FIC(432)가, 압축된 수소(424)의 제 2 혼합 영역(416)으로의 유입을 제어하는 FFIC(434)에 연결된다. 혼합된 희석제-공급물(408)과 압축된 수소(424)는 제 2 혼합 영역(416)에서 혼합됨으로써 수소-희석제-공급물 혼합물(440)을 형성한다. 혼합물 변수는 제 4 모니터링 지점(442)에서 모니터링되는 약 1500 psi(10,342 kPa) 및 2516 BBL/D이다. 이어서 수소-희석제-공급물 혼합물(440)은, 정류된 생성물(610)을 사용하여 수소-희석제-공급물 혼합물(440)을 가온시키는 공급물-생성물 교환기(444)를 통해 유동함으로써, 교환기 유동물(446)을 형성한다. 공급물-생성물 교환기(444)는 약 2.584 MMBTU/HR(756 kW)에서 작동한다.The
교환기 유동물(446)은 제 5 모니터링 지점(448)에서 모니터링됨으로써, 교환기 유동물(446)의 변수에 대한 정보가 수집된다.The
이어서 교환기 유동물(446)은, 5.0 MMBTU/HR(1456 kW)에서 교환기 유동물(446)을 가열할 수 있는 반응기 예열기(450) 내로 유입됨으로써, 예열된 유동물(452)을 형성한다. 예열된 유동물(452)은 제 6 모니터링 지점(454)에서 TIC(456)에 의해 모니터링한다.
연료 기체(458)가 제 3 밸브(460)를 통해 유동하고, 반응기 예열기(450)에 연료를 공급하는 압력 지시기 및 제어기(PIC)(462)에 의해 모니터링한다. PIC(462)는 제 3 밸브(460) 및 온도 지시기 및 제어기(TIC)(456)에 연결된다.
예열된 유동물(452)은 제 3 혼합 영역(466)에서 재순환 유동물(464)과 혼합됨으로써 예열된 재순환 유동물(468)을 형성한다. 예열된 재순환 유동물(468)은 제 7 모니터링 지점(470)에서 모니터링힌다. 이어서 예열된 재순환 유동물(468)은 공급물-재순환 혼합기(472)에서 혼합됨으로써 공급물-재순환 혼합물(474)을 형성한다. 이어서 공급물-재순환 혼합물(474)은 반응기 입구 분리기(476) 내로 유동한다. 반응기 입구 분리기(476)는 60" I.D. × 10'0" S/S(1.52 m × 3.05 m)의 변수를 갖는다.
공급물-재순환 혼합물(474)은 반응기 입구 분리기(476)에서 분리됨으로써 반응기 입구 분리기 폐기체(478) 및 입구 분리된 혼합물(480)을 형성한다. 반응기 입구 분리기 폐기체(478)는 반응기 입구 분리기(476)로부터, FI (484)에 연결된 제 3 모니터링 오리피스(482)를 통해 유동한다. 이어서 반응기 입구 분리기 폐기체(478)는 제 4 밸브(486)을 통해 제 8 모니터링 지점(488)을 지나 유동한 후, 플레어링되거나 달리 본 발명의 시스템(400)으로부터 제거된다.Feed-
액체 지시기 및 제어기(LIC)(490)가 제 4 밸브(486)와 반응기 입구 분리기(476) 둘 다에 연결된다.Liquid indicator and controller (LIC) 490 are connected to both
입구 분리된 혼합물(480)이, 제 9 모니터링 지점(500)에서 모니터링되는 약 590 ℉(310 ℃) 및 1500 psi(10,342 kPa)의 변수를 갖고서 반응기 입구 분리기(476)로부터 유동한다.Inlet separated
입구 분리된 혼합물(480)은 반응기(504)에서 촉매(502)와 혼합됨으로써 반응된 혼합물(506)을 형성한다. 반응된 혼합물(506)은 처리 제어를 위해 제 10 모니터링 지점(510)에서 TIC(508)에 의해 모니터링한다. 반응된 혼합물(506)은 반응기 출구 분리기(512) 내로 유동함에 따라 605 ℉(232 ℃) 및 1450 psi(9997 kPa)의 변수를 갖는다.Inlet separated
반응된 혼합물(506)은 반응기 출구 분리기(512)에서 분리되어 반응기 출구 분리기 폐기체(514) 및 출구 분리된 혼합물(516)을 형성한다. 반응기 출구 분리기 폐기체(514)는 반응기 출구 분리기(512)로부터 PIC(518)를 위한 모니터(515)를 통해 유동한다. 이어서 반응기 출구 분리기 폐기체(514)는 제 11 모니터링 지점(520)을 지나 제 5 밸브(522)를 통해 유동한 후, 플레어링되거나 달리 본 발명의 시스템(400)으로부터 제거된다.Reacted
반응기 출구 분리기(512)가 제어기 LIC(524)에 연결된다. 반응기 출구 분리기(512)는 60" I.D. × 10'0" S/S(1.52 m × 3.05 m)의 변수를 갖는다.Reactor outlet separator 512 is connected to controller LIC 524. Reactor outlet separator 512 has a variable of 60 "I.D. x 10'0" S / S (1.52 m x 3.05 m).
출구 분리된 혼합물(516)은 반응기 출구 분리기(512)로부터 유동하고 제 1 분할 영역(528)에서 재순환 유동물(464)과 연속적인 출구 분리된 혼합물(526)로 분할된다.The outlet separated
재순환 유동물(464)은 재순환 펌프(530)를 통해 제 12 모니터링 지점(532)을 지나 제 4 모니터링 오리피스(534)로 펌핑된다. 제 4 모니터링 오리피스(534)는 TIC(508)에 연결된 FIC(536)에 연결된다. FIC(536)는 제 6 밸브(538)를 제어한다. 재순환 유동물(464)이 제 4 모니터링 오리피스(534)으로부터 유출된 후, 유동물(464)은 제 6 밸브(538)를 통해 제 3 혼합 영역(466)에서 유동하고, 여기서 이것은 전술된 바와 같이 예열된 유동물(452)과 혼합된다.The
출구 분리된 혼합물(526)은 제 1 분할 영역(528)으로부터 유출되고, LIC(524)에 의해 제어되는 제 7 밸브(540)를 통해 유동한다. 이어서 출구 분리된 혼합물(526)은 제 13 모니터링 지점(542)을 지나 유출물 가열기(544)로 유동한다.The outlet separated mixture 526 flows out of the
이어서 출구 분리된 혼합물(526)은, 3.0 MMBTU/HR(879 kW)에서 출구 분리된 혼합물(526)을 가열할 수 있는 유출물 가열기(544) 내로 들어감으로써, 가열된 유출 유동물(546)을 형성한다. 가열된 유출 유동물(546)은 제 14 모니터링 지점(550)에서 TIC(548)에 의해 모니터링한다. 연료 기체(552)가 제 8 밸브(554)를 통해 유동하고, 유출물 가열기(544)에 연료를 공급하는 PIC(556)에 의해 모니터링한다. PIC(556)는 제 8 밸브(554) 및 TIC(548)에 연결된다.The outlet separated mixture 526 then enters the
가열된 유출 유동물(546)은 제 14 모니터링 지점(550)으로부터 정류기(552) 내로 유동한다. 정류기(552)는 LIC(554)에 연결된다. 증기(556)가 제 20 모니터링 지점(558)을 통해 정류기(552) 내로 유동한다. 복귀 희석제 유동물(560)도 정류기(552) 내로 유동한다. 정류기(552)는 42" I.D. × 54'0" S/S(1.07 m × 16.46 m)의 변수를 갖는다.The
정류기 희석제(562)는 정류기(552)로부터 TIC(564)를 위한 모니터를 지나 제 15 모니터링 지점(566)을 지나 유동한다. 이어서 정류기 희석제(562)는 정류기 오버헤드 응축기(568)를 통해 유동한다. 정류기 오버헤드 응축기(568)는 유동 CWS/R(570)을 사용하여 정류기 희석제(562)를 변경시켜 응축된 희석제(572)를 형성한다. 정류기 오버헤드 응축기(568)는 5.56 MMBTU/HR(1629 kW)의 변수를 갖는다.
이어서 응축된 희석제(572)는 정류기 환류 축압기(574) 내로 유동한다. 정류기 환류 축압기(574)는 42" I.D. × 10'0" S/S(1.07 m × 3.05 m)의 변수를 갖는다. 정류기 환류 축압기(547)는 LIC(592)에 의해 모니터링한다. 정류기 환류 축압기(574)는 응축된 희석제(572)를 세 가지의 스트림인 배출 스트림(576)과 기체 스트림(580)과 희석제 스트림(590)으로 분할한다.
배출 스트림(576)은 정류기 환류 축압기(574)로부터 모니터(578)를 지나 유동하여 시스템(400)으로부터 유출된다.
기체 스트림(580)은 정류기 환류 축압기(574)로부터 제 18 모니터링 지점(594)을 지나 펌프(596)를 통해 유동하여 펌핑된 희석제 스트림(598)을 형성한다. 이어서 펌핑된 희석제 스트림(598)은 제 2 분할 영역(600)에서 희석제(404)와 복귀 희석제 유동물(560)로 분할된다. 희석제(404)는 제 2 분할 영역(600)으로부터 제 10 밸브(602) 및 제 3 모니터링 지점(604)을 통해 유동한다. 이어서 희석제(404)는 제 3 모니터링 지점(604)으로부터 제 1 혼합 영역(406)으로 유동하고, 여기서 이것은 전술된 바와 같이 신선한 공급 원료(401)와 혼합된다.
복귀 희석제 유동물(560)은 제 2 분할 영역(600)으로부터 제 19 모니터링 지점(606)을 지나 제 11 밸브(608)를 통해 정류기(552)로 유동한다. 제 11 밸브(608)는 TIC(564)에 연결된다.Return
정류된 생성물(610)은 정류기(552)로부터 제 21 모니터링 지점(612)을 지나 교환기(444) 내로 유동하여 교환되고 정류된 생성물(614)을 형성한다. 이어서 교환되고 정류된 생성물(614)은 제 22 모니터링 지점(615)을 지나 생성물 펌프(616)를 통해 유동한다. 교환되고 정류된 생성물(614)은 펌프(616)로부터 제 5 모니터링 오리피스(618)를 통해 유동한다. 제 6 모니터링 오리피스(618)는 FI(620)와 연결된다. 이어서 교환되고 정류된 생성물은 제 6 모니터링 오리피스(618)로부터 제 12 밸브(622)로 유동한다. 제 12 밸브(622)는 LIC(554)에 연결된다. 이어서 교환되고 정류된 생성물(614)은 제 12 밸브(622)로부터 제 23 모니터링 지점(624)을 통해 생성물 냉각기(626) 내로 유동하고, 여기서 이것은 냉각되어 최종 생성물(632)을 형성한다. 생성물 냉각기(626)는 CWS/R(628)을 사용한다. 생성물 냉각기는 0.640 MMBTU/HR(187.5 kW)의 변수를 갖는다. 최종 생성물(632)은 냉각기(626)로부터 제 24 모니터링 지점(630)을 지나 유동하여 시스템(400)으로부터 유출된다.Rectified
도 5는 전체적으로 숫자 700으로 표시되는 다단계 수소화개질기를 위한 공정 흐름도를 보여준다. 공급물(710)은 영역(716)에서 수소(712) 및 제 1 재순환 스트림(714)과 혼합됨으로써 혼합된 공급물-수소-재순환 스트림(720)을 형성한다. 혼합된 공급물-수소-재순환 스트림(720)은 제 1 반응기(724) 내로 유동하고, 여기서 이것은 반응하여 제 1 반응기 유출 유동물(730)을 형성한다. 제 1 반응기 유출 유동물(730)은 영역(732)에서 분할되어 제 1 재순환 스트림(714) 및 제 1 연속적 반응기 유동물(740)을 형성한다. 제 1 연속적 반응기 유동물(740)은 스트리퍼(742) 내로 유동하고, 여기서 H2S, NH3 및 H2O와 같은 스트리퍼 폐기체(744)가 제거됨으로써 스트리핑된 유동물(750)이 형성된다.5 shows a process flow diagram for a multistage hydrogenation reformer, represented generally by the
이어서 스트리핑된 유동물(750)이 영역(756)에서 추가의 수소(752) 및 제 2 재순환 스트림(754)과 혼합됨으로써, 혼합된 스트리핑된-수소-재순환 스트림(760)을 형성한다. 혼합된 스트리핑된-수소-재순환 스트림(760)은 포화 반응기(764) 내로 유동하고, 여기서 이것은 반응하여 제 2 반응기 유출 유동물(770)을 형성한다. 제 2 반응기 유출 유동물(770)은 영역(772)에서 분할되어 제 2 재순환 스트림(754) 및 생성물 유출물(780)을 형성한다.Stripped
도 6은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 800으로 표시되는 하향 유동 반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(802)가 제 1 오리피스(804)를 통해 제 1 분할 영역(810) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(956)은 제 2 오리피스(806) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(812)은 제 3 오리피스(808)를 통해 제 1 분할 영역(810)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(812)은 제 1 혼합기 입구(824)를 통해 혼합기(820)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(828)를 통해 혼합기(820)에 들어간 수소(832)와 혼합된다. 수소(832)의 양은 수소 밸브(830)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(822)는 혼합기 출구(826)를 통해 혼합기(820)으로부터 유출되고 반응기 입구(842)를 통해 반응기(840) 내로 유동한다. 반응기(840) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(822)는 촉매층(860)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(822)가 반응함에 따라, 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(845)가 용액으로부터 방출되고 반응기(840)의 상단부에 축적될 수 있다. 기체(845)가 반응기 오리피스(847)를 통해 반응기(840)로부터 제거된다. 기체(845)가 오리피스(847)를 통해 반응기(840)로부터 제거되는 속도는 배기 밸브(870)에 의해 제어된다.FIG. 6 is a diagram of a downflow reactor system, represented generally by the
액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(822)의 높이는 촉매층(860) 위에 위치한 높이 제어기(850)에서 모니터링한다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(822)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 높이 제어기(850)가 수소 밸브(830)에게 혼합기(820)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(822)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 높이 제어기(850)가 수소 밸브(830)에게 혼합기(820)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the liquid recycled and reacted product / feed /
반응된 액체(846)는 반응기 출구(844)를 통해 반응기(840)로부터 유출된다. 반응된 액체(846)는 제 4 오리피스(942)를 통해 제 2 분할 영역(940) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(944)를 통해 제 2 분할 영역(940)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(952) 및 제 6 오리피스(946)를 통해 제 2 분할 영역(940)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(956)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(956)은 재순환 펌프(960)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(810)에서 신선한 공급물(802)과 혼합된다.Reacted liquid 846 flows out of
도 7은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 1000으로 표시되는 하향 유동 반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(1002)가 제 1 오리피스(1004)를 통해 제 1 분할 영역(1010) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(1156)은 제 2 오리피스(1006) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(1012)은 제 3 오리피스(1008)를 통해 제 1 분할 영역(1010)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(1012)은 제 1 혼합기 입구(1024)를 통해 혼합기(1020)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(1028)를 통해 혼합기(1020)에 들어간 수소(1032)와 혼합된다. 수소(1032)의 양은 수소 밸브(1030)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1022)는 혼합기 출구(1026)를 통해 혼합기(1020)으로부터 유출되고 반응기 입구(1042)를 통해 반응기(1040) 내로 유동한다. 반응기(1040) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1022)는 촉매층(1060)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1022)가 반응함에 따라, 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(1045)가 용액으로부터 방출되고 반응기(1040)의 상단부에 축적될 수 있다. 기체(1045)가 반응기 오리피스(1047)를 통해 반응기(1040)로부터 제거된다. 기체(1045)가 오리피스(1047)를 통해 반응기(1040)로부터 제거되는 속도는 배기 밸브(1070)에 의해 제어된다.FIG. 7 is a diagram of a downflow reactor system, represented generally by the numeral 1000, wherein the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
과량의 수소 및 경질분 탄화수소 기체(1045)의 압력은 촉매층(1060) 위에 위치한 압력 제어기(1050)에서 모니터링한다. 기체(1045)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 압력 제어기(1050)가 수소 밸브(1030)에게 혼합기(1020)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 기체(1045)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 압력 제어기(1050)가 수소 밸브(1030)에게 혼합기(1020)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of excess hydrogen and
반응된 생성물(1046)은 반응기 출구(1044)를 통해 반응기(1040)로부터 유출된다. 반응된 생성물(1046)은 제 4 오리피스(1142)를 통해 제 2 분할 영역(1140) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(1144)를 통해 제 2 분할 영역(1140)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(1152) 및 제 6 오리피스(1146)를 통해 제 2 분할 영역(1140)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(1156)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(1156)은 재순환 펌프(1160)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(1010)에서 신선한 공급물(1002)과 혼합된다.Reacted
도 8은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 1200으로 표시되는 상향 유동 반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(1202)가 제 1 오리피스(1204)를 통해 제 1 분할 영역(1210) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(1356)은 제 2 오리피스(1206) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(1212)은 제 3 오리피스(1208)를 통해 제 1 분할 영역(1210)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(1212)은 제 1 혼합기 입구(1224)를 통해 혼합기(1220)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(1228)를 통해 혼합기(1220)에 들어간 수소(1232)와 혼합된다. 수소(1232)의 양은 수소 밸브(1230)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1222)는 혼합기 출구(1226)를 통해 혼합기(1220)로부터 유출되고 반응기 입구(1242)를 통해 반응기(1240) 내로 유동한다. 반응기(1240) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1222)는 촉매층(1260)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1222)가 반응함에 따라, 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(1245)가 용액으로부터 방출되고 반응기(1240)의 상단부에 축적될 수 있다. 기체(1245)가 반응기 오리피스(1247)를 통해 반응기(1240)로부터 제거된다. 기체(1245)가 오리피스(1247)를 통해 반응기(1240)로부터 제거되는 속도는 배기 밸브(1270)에 의해 제어된다.FIG. 8 is a diagram of an upward flow reactor system, represented generally by the
액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1222)의 높이는 촉매층(1260) 위에 위치한 높이 제어기(1250)에서 모니터링한다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1222)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 높이 제어기(1250)가 수소 밸브(1230)에게 혼합기(1220)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1222)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 높이 제어기(1250)가 수소 밸브(1230)에게 혼합기(1220)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the liquid recycled and reacted product / feed /
반응된 생성물(1246)은 반응기 출구(1244)를 통해 반응기(1240)로부터 유출된다. 반응된 생성물(1246)은 제 4 오리피스(1242)를 통해 제 2 분할 영역(1240) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(1344)를 통해 제 2 분할 영역(1340)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(1252) 및 제 6 오리피스(1346)를 통해 제 2 분할 영역(1340)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(1356)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(1356)은 재순환 펌프(1360)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(1210)에서 신선한 공급물(1202)과 혼합된다.Reacted product 1246 exits
도 9는 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 1400으로 표시되는 상향 유동 반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(1402)가 제 1 오리피스(1404)를 통해 제 1 분할 영역(1410) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(1556)은 제 2 오리피스(1406) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(1412)은 제 3 오리피스(1408)를 통해 제 1 분할 영역(1410)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(1412)은 제 1 혼합기 입구(1424)를 통해 혼합기(1420)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(1428)를 통해 혼합기(1420)에 들어간 수소(1432)와 혼합된다. 수소(1432)의 양은 수소 밸브(1430)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1422)는 혼합기 출구(1426)를 통해 혼합기(1420)로부터 유출되고 반응기 입구(1442)를 통해 반응기(1440) 내로 유동한다. 반응기(1440) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1422)는 촉매층(1460)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1422)가 반응함에 따라, 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(1445)가 용액으로부터 방출되고 반응기(1440)의 상단부에 축적될 수 있다. 기체(1445)가 반응기 오리피스(1447)를 통해 반응기(1440)로부터 제거된다. 기체(1445)가 오리피스(1447)를 통해 반응기(1440)로부터 제거되는 속도는 배기 밸브(1470)에 의해 제어된다.FIG. 9 is a diagram of an upward flow reactor system, represented generally by the numeral 1400, wherein the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
과량의 수소 및 경질분 탄화수소 기체(1445)의 압력은 촉매층(1460) 위에 위치한 압력 제어기(1450)에서 모니터링한다. 기체(1445)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 압력 제어기(1450)가 수소 밸브(1430)에게 혼합기(1420)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 기체(1445)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 압력 제어기(1450)가 수소 밸브(1430)에게 혼합기(1420)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of excess hydrogen and
반응된 생성물(1446)은 반응기 출구(1444)를 통해 반응기(1440)로부터 유출된다. 반응된 생성물(1446)은 제 4 오리피스(1542)를 통해 제 2 분할 영역(1540) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(1544)를 통해 제 2 분할 영역(1540)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(1552) 및 제 6 오리피스(1546)를 통해 제 2 분할 영역(1540)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(1556)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(1556)은 재순환 펌프(1560)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(1410)에서 신선한 공급물(1402)과 혼합된다.Reacted product 1446 exits
도 10은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 1800으로 표시되는 하향 유동 2-반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(1802)가 제 1 오리피스(1804)를 통해 제 1 분할 영역(1810) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(1956)은 제 2 오리피스(1806) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(1812)은 제 3 오리피스(1808)를 통해 제 1 분할 영역(1810)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(1812)은 제 1 혼합기 입구(1824)를 통해 제 1 혼합기(1820)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(1828)를 통해 제 1 혼합기(1820)에 들어간 수소(1832)와 혼합된다. 수소(1832)의 양은 제 1 수소 밸브(1830)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1822)는 제 1 혼합기 출구(1826)를 통해 제 1 혼합기(1820)로부터 유출되고 제 1 반응기 입구(1842)를 통해 제 1 반응기(1840) 내로 유동한다. 제 1 반응기(1840) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1822)는 제 1 촉매층(1860)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1822)가 반응함에 따라, 제 1 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(1845)가 용액으로부터 방출되고 제 1 반응기(1840)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 1 촉매층 기체(1845)가 제 1 반응기 오리피스(1847)를 통해 제 1 반응기(1840)로부터 제거된다. 제 1 촉매층 기체(1845)가 제 1 반응기 오리피스(1847)를 통해 제 1 반응기(1840)로부터 제거되는 속도는 제 1 배기 밸브(1870)에 의해 제어된다.10 is a diagram of a downflow two-reactor system, represented generally by the numeral 1800, wherein the amount of liquid in the reactor is controlled by the height of the liquid in the reactor.
액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1822)의 높이는 제 1 촉매층(1860) 위에 위치한 제 1 높이 제어기(1850)에서 모니터링한다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1822)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 제 1 높이 제어기(1850)가 제 1 수소 밸브(1830)에게 제 1 혼합기(1820)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(1822)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 제 1 높이 제어기(1850)가 제 1 수소 밸브(1830)에게 제 1 혼합기(1820)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the liquid recycled and reacted product / feed /
제 1 촉매층 생성물(1846)은 제 1 반응기 출구(1844)를 통해 제 1 반응기(1840)로부터 유출된다. 제 1 촉매층 생성물(1846)은 제 3 혼합기 입구(1884)를 통해 제 2 혼합기(1880) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 4 혼합기 입구(1888)를 통해 제 2 혼합기(1880)에 들어간 수소(1892)와 혼합된다. 수소(1892)의 양은 제 2 수소 밸브(1890)에 의해 제어된다. 제 1 촉매층 생성물/수소(1882)는 제 2 혼합기 출구(1886)를 통해 제 2 혼합기(1880)로부터 유출되고 제 2 반응기 입구(1902)를 통해 제 2 반응기(1900) 내로 유동한다. 제 2 반응기(1900) 내에서, 제 1 촉매층 생성물/수소(1882)는 제 2 촉매층(1920)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 제 1 생성물/수소(1882)가 반응함에 따라, 제 2 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(1905)가 용액으로부터 방출되고 제 2 반응기(1900)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 2 촉매층 기체(1905)가 제 2 반응기 오리피스(1907)를 통해 제 2 반응기(1900)로부터 제거된다. 제 2 촉매층 기체(1905)가 제 2 반응기 오리피스(1907)를 통해 제 2 반응기(1900)로부터 제거되는 속도는 제 2 배기 밸브(1930)에 의해 제어된다.The first
제 1 촉매층 생성물/수소(1882)의 높이는 제 2 촉매층(1920) 위에 위치한 제 2 높이 제어기(1910)에서 모니터링한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(1882)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 제 2 높이 제어기(1910)가 제 2 수소 밸브(1890)에게 제 2 혼합기(1880)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 1 촉매층 생성물/수소(1882)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 제 2 높이 제어기(1910)가 제 2 수소 밸브(1890)에게 제 2 혼합기(1880)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the first catalyst bed product /
반응된 생성물(1906)이 제 2 반응기 출구(1904)를 통해 제 2 반응기(1900)로부터 유출된다. 반응된 생성물(1906)은 제 4 오리피스(1942)를 통해 제 2 분할 영역(1940) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(1944)를 통해 제 2 분할 영역(1940)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(1952) 및 제 6 오리피스(1946)를 통해 제 2 분할 영역(1940)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(1956)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(1956)은 재순환 펌프(1960)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(1810)에서 신선한 공급물(1802)과 혼합된다.Reacted
도 11은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 2000으로 표시되는 하향 유동 2-반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(2002)가 제 1 오리피스(2004)를 통해 제 1 분할 영역(2010) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(2156)은 제 2 오리피스(2006) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(2012)은 제 3 오리피스(2008)를 통해 제 1 분할 영역(2010)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(2012)은 제 1 혼합기 입구(2024)를 통해 제 1 혼합기(2020)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(2028)를 통해 제 1 혼합기(2020)에 들어간 수소(2032)와 혼합된다. 수소(2032)의 양은 제 1 수소 밸브(2030)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2022)는 제 1 혼합기 출구(2026)를 통해 제 1 혼합기(2020)로부터 유출되고 제 1 반응기 입구(2042)를 통해 제 1 반응기(2040) 내로 유동한다. 제 1 반응기(2040) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2022)는 제 1 촉매층(2060)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2022)가 반응함에 따라, 제 1 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(2045)가 용액으로부터 방출되고 제 1 반응기(2040)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 1 촉매층 기체(2045)가 제 1 반응기 오리피스(2047)를 통해 제 1 반응기(2040)로부터 제거된다. 기체(2045)가 제 1 반응기 오리피스(2047)를 통해 제 1 반응기(2040)로부터 제거되는 속도는 제 1 배기 밸브(2070)에 의해 제어된다.FIG. 11 is a diagram of a downflow two-reactor system, represented generally by the numeral 2000, wherein the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
과량의 제 1 촉매층 수소 및 경질분 탄화수소 기체(2045)의 압력은 제 1 촉매층(2060) 위에 위치한 제 1 압력 제어기(2050)에서 모니터링한다. 제 1 촉매층 기체(2045)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 제 1 압력 제어기(2050)가 제 1 수소 밸브(2030)에게 제 1 혼합기(2020)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 1 촉매층 기체(2045)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 제 1 압력 제어기(2050)가 제 1 수소 밸브(2030)에게 제 1 혼합기(2020)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of excess first catalyst bed hydrogen and light hydrocarbon gas 2045 is monitored by a
제 1 촉매층 생성물(2046)은 제 1 반응기 출구(2044)를 통해 제 1 반응기(2040)로부터 유출된다. 제 1 촉매층 생성물(2046)은 제 3 혼합기 입구(2084)를 통해 제 2 혼합기(2080) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 4 혼합기 입구(2088)를 통해 제 2 혼합기(2080)에 들어간 수소(2092)와 혼합된다. 수소(2092)의 양은 제 2 수소 밸브(2090)에 의해 제어된다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2082)는 제 2 혼합기 출구(2086)를 통해 제 2 혼합기(2080)로부터 유출되고 제 2 반응기 입구(2102)를 통해 제 2 반응기(2100) 내로 유동한다. 제 2 반응기(2100) 내에서, 제 1 촉매층 생성물/수소(2182)는 제 2 촉매층(2120)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2082)가 반응함에 따라, 제 2 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(2105)가 용액으로부터 방출되고 제 2 반응기(2100)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 2 촉매층 기체(2105)가 제 2 반응기 오리피스(2107)를 통해 제 2 반응기(2100)로부터 제거된다. 제 2 촉매층 기체(2105)가 제 2 반응기 오리피스(2107)를 통해 제 2 반응기(2100)로부터 제거되는 속도는 제 2 배기 밸브(2130)에 의해 제어된다.The first
과량의 제 2 촉매층 수소 및 경질분 탄화수소 기체(2105)의 압력은 제 2 촉매층(2120) 위에 위치한 제 2 압력 제어기(2110)에서 모니터링한다. 제 2 촉매층 기체(2105)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 제 2 압력 제어기(2110)가 제 2 수소 밸브(2090)에게 제 1 혼합기(2080)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 2 촉매층 기체(2105)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 제 2 압력 제어기(2110)가 제 2 수소 밸브(2090)에게 제 2 혼합기(2080)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of the excess second catalyst bed hydrogen and
반응된 생성물(2106)이 제 2 반응기 출구(2104)를 통해 제 2 반응기(2100)로부터 유출된다. 반응된 생성물(2106)은 제 4 오리피스(2142)를 통해 제 2 분할 영역(2140) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(2144)를 통해 제 2 분할 영역(2140)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(2152) 및 제 6 오리피스(2146)를 통해 제 2 분할 영역(2140)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(2156)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(2156)은 재순환 펌프(2160)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(2010)에서 신선한 공급물(2002)과 혼합된다.Reacted
도 12는 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 2200으로 표시되는 상향 유동 2-반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(2202)가 제 1 오리피스(2204)를 통해 제 1 분할 영역(2210) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(2356)은 제 2 오리피스(2206) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(2212)은 제 3 오리피스(2208)를 통해 제 1 분할 영역(2210)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(2212)은 제 1 혼합기 입구(2224)를 통해 제 1 혼합기(2220)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(2228)를 통해 제 1 혼합기(2220)에 들어간 수소(2232)와 혼합된다. 수소(2232)의 양은 제 1 수소 밸브(2230)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2222)는 제 1 혼합기 출구(2226)를 통해 제 1 혼합기(2220)로부터 유출되고 제 1 반응기 입구(2242)를 통해 제 1 반응기(2240) 내로 유동한다. 제 1 반응기(2240) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2222)는 제 1 촉매층(2260)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2222)가 반응함에 따라, 제 1 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(2245)가 용액으로부터 방출되고 반응기(2240)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 1 촉매층 기체(2245)가 제 1 반응기 오리피스(2247)를 통해 제 1 반응기(2240)로부터 제거된다. 제 1 촉매층 기체(2245)가 제 1 반응기 오리피스(2247)를 통해 제 1 반응기(2240)로부터 제거되는 속도는 제 1 배기 밸브(2270)에 의해 제어된다.FIG. 12 is a diagram of an upflow two-reactor system, represented generally by the numeral 2200, wherein the amount of liquid in the reactor is controlled by the height of the liquid in the reactor.
액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2222)의 높이는 제 1 촉매층(2260) 위에 위치한 제 1 높이 제어기(2250)에서 모니터링한다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2222)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 제 1 높이 제어기(2250)가 제 1 수소 밸브(2230)에게 제 1 혼합기(2220)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2222)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 제 1 높이 제어기(2250)가 제 1 수소 밸브(2230)에게 제 1 혼합기(2220)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the liquid recycled and reacted product / feed /
제 1 촉매층 생성물(2246)은 제 1 반응기 출구(2244)를 통해 제 1 반응기(2240)로부터 유출된다. 제 1 촉매층 생성물(2246)은 제 3 혼합기 입구(2284)를 통해 제 2 혼합기(2280) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 4 혼합기 입구(2288)를 통해 제 2 혼합기(2280)에 들어간 수소(2292)와 혼합된다. 수소(2292)의 양은 제 2 수소 밸브(2290)에 의해 제어된다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2282)는 제 2 혼합기 출구(2286)를 통해 제 2 혼합기(2280)로부터 유출되고 제 2 반응기 입구(2302)를 통해 제 2 반응기(2300) 내로 유동한다. 제 2 반응기(2300) 내에서, 제 1 촉매층 생성물/수소(2282)는 제 2 촉매층(2320)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2282)가 반응함에 따라, 제 2 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(2305)가 용액으로부터 방출되고 제 2 반응기(2300)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 2 촉매층 기체(2305)가 제 2 반응기 오리피스(2307)를 통해 제 2 반응기(2300)로부터 제거된다. 제 2 촉매층 기체(2305)가 제 2 반응기 오리피스(2307)를 통해 제 2 반응기(2300)로부터 제거되는 속도는 제 2 배기 밸브(2330)에 의해 제어된다.The first
제 1 촉매층 생성물/수소(2282)의 높이는 제 2 촉매층(2320) 위에 위치한 제 2 높이 제어기(2310)에서 모니터링한다. 제 1 촉매층/수소(2282)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 제 2 높이 제어기(2310)가 제 2 수소 밸브(2290)에게 제 2 혼합기(2280)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2282)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 제 2 높이 제어기(2310)가 제 2 수소 밸브(2290)에게 제 2 혼합기(2280)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the first catalyst bed product /
반응된 생성물(2306)이 제 2 반응기 출구(2304)를 통해 제 2 반응기(2300)로부터 유출된다. 반응된 생성물(2306)은 제 4 오리피스(2342)를 통해 제 2 분할 영역(2340) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(2344)를 통해 제 2 분할 영역(2340)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(2352) 및 제 6 오리피스(2346)를 통해 제 2 분할 영역(2340)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(2356)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(2356)은 재순환 펌프(2360)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(2310)에서 신선한 공급물(2302)과 혼합된다.Reacted product 2306 exits
도 13은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 2400으로 표시되는 상향 유동 2-반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(2402)가 제 1 오리피스(2404)를 통해 제 1 분할 영역(2410) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(2556)은 제 2 오리피스(2406) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(2412)은 제 3 오리피스(2408)를 통해 제 1 분할 영역(2410)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(2412)은 제 1 혼합기 입구(2424)를 통해 제 1 혼합기(2420)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(2428)를 통해 제 1 혼합기(2420)에 들어간 수소(2432)와 혼합된다. 수소(2432)의 양은 제 1 수소 밸브(2430)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2422)는 제 1 혼합기 출구(2426)를 통해 제 1 혼합기(2420)로부터 유출되고 제 1 반응기 입구(2442)를 통해 제 1 반응기(2440) 내로 유동한다. 제 1 반응기(2440) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2422)는 제 1 촉매층(2460)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2422)가 반응함에 따라, 제 1 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(2445)가 용액으로부터 방출되고 제 1 반응기(2440)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 1 촉매층 기체(2445)가 제 1 반응기 오리피스(2447)를 통해 제 1 반응기(2440)로부터 제거된다. 제 1 촉매층 기체(2445)가 제 1 반응기 오리피스(2447)를 통해 제 1 반응기(2440)로부터 제거되는 속도는 제 1 배기 밸브(2470)에 의해 제어된다.FIG. 13 is a diagram of an upflow two-reactor system, represented generally by the numeral 2400, wherein the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
과량의 제 1 촉매층 수소 및 경질분 탄화수소 기체(2445)의 압력은 제 1 촉매층(2460) 위에 위치한 제 1 압력 제어기(2450)에서 모니터링한다. 제 1 촉매층 기체(2445)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 제 1 압력 제어기(2450)가 제 1 수소 밸브(2430)에게 제 1 혼합기(2420)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 1 촉매층 기체(2445)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 제 1 압력 제어기(2450)가 제 1 수소 밸브(2430)에게 제 1 혼합기(2420)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of excess first catalyst bed hydrogen and
제 1 촉매층 생성물(2446)은 제 1 반응기 출구(2444)를 통해 제 1 반응기(2440)로부터 유출된다. 제 1 촉매층 생성물(2446)은 제 3 혼합기 입구(2484)를 통해 제 2 혼합기(2480) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 4 혼합기 입구(2488)를 통해 제 2 혼합기(2480)에 들어간 수소(2492)와 혼합된다. 수소(2492)의 양은 제 2 수소 밸브(2490)에 의해 제어된다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2482)는 제 2 혼합기 출구(2486)를 통해 제 2 혼합기(2480)로부터 유출되고 제 2 반응기 입구(2502)를 통해 제 2 반응기(2500) 내로 유동한다. 제 2 반응기(2500) 내에서, 제 1 촉매층 생성물/수소(2582)는 제 2 촉매층(2520)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2482)가 반응함에 따라, 제 2 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(2505)가 용액으로부터 방출되고 제 2 반응기(2500)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 2 촉매층 기체(2505)가 제 2 반응기 오리피스(2507)를 통해 제 2 반응기(2500)로부터 제거된다. 제 2 촉매층 기체(2505)가 제 2 반응기 오리피스(2507)를 통해 제 2 반응기(2500)로부터 제거되는 속도는 제 2 배기 밸브(2530)에 의해 제어된다.The first
과량의 제 2 촉매층 수소 및 경질분 탄화수소 기체(2505)의 압력은 제 2 촉매층(2520) 위에 위치한 제 2 압력 제어기(2510)에서 모니터링한다. 제 2 촉매층 기체(2505)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 제 2 압력 제어기(2510)가 제 2 수소 밸브(2490)에게 제 2 혼합기(2480)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 2 촉매층 기체(2505)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 제 2 압력 제어기(2510)가 제 2 수소 밸브(2490)에게 제 2 혼합기(2480)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of excess second catalyst bed hydrogen and
반응된 생성물(2506)이 제 2 반응기 출구(2504)를 통해 제 2 반응기(2500)로부터 유출된다. 반응된 생성물(2506)은 제 4 오리피스(2542)를 통해 제 2 분할 영역(2540) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(2544)를 통해 제 2 분할 영역(2540)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(2552) 및 제 6 오리피스(2546)를 통해 제 2 분할 영역(2540)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(2556)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(2556)은 재순환 펌프(2560)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(2410)에서 신선한 공급물(2402)과 혼합된다.Reacted product 2506 exits
도 14는 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 2800으로 표시되는 하향 유동 다중층 반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(2802)가 제 1 오리피스(2804)를 통해 제 1 분할 영역(2810) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(2956)은 제 2 오리피스(2806) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(2812)은 제 3 오리피스(2808)를 통해 제 1 분할 영역(2810)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(2812)은 제 1 혼합기 입구(2824)를 통해 제 1 혼합기(2820)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 오리피스(2828)를 통해 제 1 혼합기(2820)에 들어간 수소(2832)와 혼합된다. 수소(2832)의 양은 제 1 수소 밸브(2830)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2822)는 제 1 혼합기 출구(2826)를 통해 제 1 혼합기(2820)로부터 유출되고 반응기 입구(2842)를 통해 반응기(2840) 내로 유동한다. 반응기(2840) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2822)는 제 1 촉매층(2860)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2822)가 반응함에 따라, 제 1 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(2845)가 용액으로부터 방출되고 반응기(2840)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 1 촉매층 기체(2845)가 제 1 반응기 오리피스(2847)를 통해 반응기(2840)로부터 제거된다. 제 1 촉매층 기체(2845)가 제 1 반응기 오리피스(2847)를 통해 반응기(2840)로부터 제거되는 속도는 제 1 배기 밸브(2870)에 의해 제어된다.FIG. 14 is a diagram of a downflow multilayer reactor system, represented generally by the
액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2822)의 높이는 제 1 촉매층(2860) 위에 위치한 제 1 높이 제어기(2850)에서 모니터링한다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2822)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 제 1 높이 제어기(2850)가 제 1 수소 밸브(2830)에게 제 1 혼합기(2820)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(2822)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 제 1 높이 제어기(2850)가 제 1 수소 밸브(2830)에게 혼합기(2820)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the liquid recycled and reacted product / feed /
제 1 촉매층 생성물(2846)은 제 3 혼합기 입구(2884)를 통해 제 2 혼합기(2880) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 4 혼합기 입구(2888)를 통해 제 2 혼합기(2880)에 들어간 수소(2892)와 혼합된다. 수소(2892)의 양은 제 2 수소 밸브(2890)에 의해 제어된다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2882)는 제 2 혼합기 출구(2886)를 통해 제 2 혼합기(2880)로부터 유출되고, 제 2 촉매층(2920)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(2882)가 반응함에 따라, 제 2 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(2905)가 용액으로부터 방출되고 제 2 촉매층(2920)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 2 촉매층 기체(2905)가 제 2 반응기 오리피스(2907)를 통해 제거된다. 제 2 촉매층 기체(2905)가 제 2 반응기 오리피스(2907)를 통해 제거되는 속도는 제 2 배기 밸브(2930)에 의해 제어된다.First
액체 제 1 촉매층 생성물/수소(2882)의 높이는 제 2 촉매층(2920) 위에 위치한 제 2 높이 제어기(2910)에서 모니터링한다. 액체 제 1 촉매층 생성물/수소(2882)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 제 2 높이 제어기(2910)가 제 2 수소 밸브(2890)에게 제 2 혼합기(2880)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 액체 제 1 촉매층 생성물/수소(2882)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 제 2 높이 제어기(2910)가 제 2 수소 밸브(2890)에게 제 2 혼합기(2880)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the liquid first catalyst bed product /
반응된 생성물(2906)이 반응기 출구(2844)를 통해 반응기(2840)로부터 유출된다. 반응된 생성물(2846)은 제 4 오리피스(2942)를 통해 제 2 분할 영역(2940) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(2944)를 통해 제 2 분할 영역(2940)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(2952) 및 제 6 오리피스(2946)를 통해 제 2 분할 영역(2940)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(2956)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(2956)은 재순환 펌프(2960)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(2810)에서 신선한 공급물(2802)과 혼합된다.Reacted
도 15는 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 3000으로 표시되는 하향 유동 다중층 반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(3002)가 제 1 오리피스(3004)를 통해 제 1 분할 영역(3010) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(3156)은 제 2 오리피스(3006) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(3012)은 제 3 오리피스(3008)를 통해 제 1 분할 영역(3010)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(3012)은 제 1 혼합기 입구(3024)를 통해 제 1 혼합기(3020)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(3028)를 통해 제 1 혼합기(3020)에 들어간 수소(3032)와 혼합된다. 수소(3032)의 양은 제 1 수소 밸브(3030)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3022)는 제 1 혼합기 출구(3026)를 통해 제 1 혼합기(3020)로부터 유출되고 반응기 입구(3042)를 통해 반응기(3040) 내로 유동한다. 반응기(3040) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3022)는 제 1 촉매층(3060)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3022)가 반응함에 따라, 제 1 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(3045)가 용액으로부터 방출되고 반응기(3040)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 1 촉매층 기체(3045)가 제 1 반응기 오리피스(3047)를 통해 반응기(3040)로부터 제거된다. 제 1 촉매층 기체(3045)가 제 1 오리피스(3047)를 통해 반응기(3040)로부터 제거되는 속도는 제 1 배기 밸브(3070)에 의해 제어된다.FIG. 15 is a diagram of a downflow multilayer reactor system, represented generally by the
과량의 제 1 촉매층 수소 및 경질분 탄화수소 기체(3045)의 압력은 제 1 촉매층(3060) 위에 위치한 제 1 압력 제어기(3050)에서 모니터링한다. 제 1 촉매층 기체(3045)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 제 1 압력 제어기(3050)가 제 1 수소 밸브(3030)에게 제 1 혼합기(3020)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 1 촉매층 기체(3045)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 제 1 압력 제어기(3050)가 제 1 수소 밸브(3030)에게 제 1 혼합기(3020)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of excess first catalyst bed hydrogen and
제 1 촉매층 생성물(3046)은 제 3 혼합기 입구(3084)를 통해 제 2 혼합기(3080) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 4 혼합기 입구(3088)를 통해 제 2 혼합기(3080)에 들어간 수소(3092)와 혼합된다. 수소(3092)의 양은 제 2 수소 밸브(3090)에 의해 제어된다. 제 1 촉매층 생성물/수소(3082)는 제 2 혼합기 출구(3086)를 통해 제 2 혼합기(3080)로부터 유출되고 제 2 촉매층(3120)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(3082)가 반응함에 따라, 제 2 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(3105)가 용액으로부터 방출되고 제 2 촉매층(3120)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 2 촉매층 기체(3105)가 제 2 반응기 오리피스(3107)를 통해 제거된다. 제 2 촉매층 기체(3105)가 제 2 반응기 오리피스(3107)를 통해 제거되는 속도는 제 2 배기 밸브(3120)에 의해 제어된다.The first
과량의 제 2 촉매층 수소 및 경질분 탄화수소 기체(3105)의 압력은 제 2 촉매층(3120) 위에 위치한 제 2 압력 제어기(3110)에서 모니터링한다. 제 2 촉매층 기체(3105)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 제 2 압력 제어기(3110)가 제 2 수소 밸브(3090)에게 제 2 혼합기(3080)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 2 촉매층 기체(3105)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 제 2 압력 제어기(3110)가 제 2 수소 밸브(3090)에게 제 2 혼합기(3080)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The excess second catalyst bed hydrogen and
반응된 생성물(3106)이 반응기 출구(3004)를 통해 반응기(3040)로부터 유출된다. 반응된 생성물(3106)은 제 4 오리피스(3142)를 통해 제 2 분할 영역(3140) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(3144)를 통해 제 2 분할 영역(3140)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(3152) 및 제 6 오리피스(3146)를 통해 제 2 분할 영역(3140)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(3156)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(3156)은 재순환 펌프(3160)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(3010)에서 신선한 공급물(3002)과 혼합된다.Reacted
도 16은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 액체의 높이에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 3200으로 표시되는 상향 유동 다중층 반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(3202)가 제 1 오리피스(3204)를 통해 제 1 분할 영역(3210) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(3356)은 제 2 오리피스(3206) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(3212)은 제 3 오리피스(3208)를 통해 제 1 분할 영역(3210)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(3212)은 제 1 혼합기 입구(3224)를 통해 제 1 혼합기(3220)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(3228)를 통해 제 1 혼합기(3220)에 들어간 수소(3232)와 혼합된다. 수소(3232)의 양은 제 1 수소 밸브(3230)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3222)는 제 1 혼합기 출구(3226)를 통해 제 1 혼합기(3220)로부터 유출되고 반응기 입구(3242)를 통해 반응기(3240) 내로 유동한다. 반응기(3240) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3222)는 제 1 촉매층(3260)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3222)가 반응함에 따라, 제 1 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(3245)가 용액으로부터 방출되고 반응기(3240)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 1 촉매층 기체(3245)가 제 1 반응기 오리피스(3247)를 통해 반응기(3240)로부터 제거된다. 제 1 촉매층 기체(3245)가 제 1 반응기 오리피스(3247)를 통해 반응기(3240)로부터 제거되는 속도는 제 1 배기 밸브(3270)에 의해 제어된다.FIG. 16 is a diagram of an upflow multilayer reactor system, represented generally by the
액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3222)의 높이는 제 1 촉매층(3260) 위에 위치한 제 1 높이 제어기(3250)에서 모니터링한다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3222)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 제 1 높이 제어기(3250)가 제 1 수소 밸브(3230)에게 제 1 혼합기(3220)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 액체 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3222)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 제 1 높이 제어기(3250)가 제 1 수소 밸브(3230)에게 제 1 혼합기(3220)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the liquid recycled and reacted product / feed /
제 1 촉매층 생성물(3246)은 제 3 혼합기 입구(3284)를 통해 제 2 혼합기(3280) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 4 혼합기 입구(3288)를 통해 제 2 혼합기(3280)에 들어간 수소(3292)와 혼합된다. 수소(3292)의 양은 제 2 수소 밸브(3290)에 의해 제어된다. 제 1 촉매층 생성물/수소(3282)는 제 2 혼합기 출구(3286)를 통해 제 2 혼합기(3280)로부터 유출되고, 제 2 촉매층(3120)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(3282)가 반응함에 따라, 제 2 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(3305)가 용액으로부터 방출되고 제 2 촉매층(3320)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 2 촉매층 기체(3305)가 제 2 반응기 오리피스(3307)를 통해 제거된다. 제 2 촉매층 기체(3305)가 제 2 반응기 오리피스(3307)를 통해 제거되는 속도는 제 2 배기 밸브(3330)에 의해 제어된다.The first
제 1 촉매층 생성물/수소(3282)의 높이는 제 2 촉매층(3320) 위에 위치한 제 2 높이 제어기(3310)에서 모니터링한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(3282)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 높아지면, 제 2 높이 제어기(3310)가 제 2 수소 밸브(3290)에게 제 2 혼합기(3280)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 1 촉매층 생성물/수소(3282)의 높이가 요망되는 액체 높이보다 낮아지면, 제 2 높이 제어기(3310)가 제 2 수소 밸브(3290)에게 제 2 혼합기(3280)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The height of the first catalyst bed product / hydrogen 3328 is monitored by a
반응된 생성물(3306)이 반응기 출구(3244)를 통해 반응기(3240)로부터 유출된다. 반응된 생성물(3246)은 제 4 오리피스(3342)를 통해 제 2 분할 영역(3340) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(3344)를 통해 제 2 분할 영역(3340)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(3352) 및 제 6 오리피스(3346)를 통해 제 2 분할 영역(3340)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(3356)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(3356)은 재순환 펌프(3360)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(3210)에서 신선한 공급물(3202)과 혼합된다.Reacted
도 17은 반응기 내의 액체의 양이 반응기 내의 기체의 압력에 의해 제어되는, 전체적으로 숫자 3400으로 표시되는 상향 유동 다중층 반응기 시스템의 도면이다. 신선한 공급 원료(3402)가 제 1 오리피스(3404)를 통해 제 1 분할 영역(3410) 내로 유동한다. 재순환되고 반응된 생성물(3556)은 제 2 오리피스(3406) 내로 유동하고, 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(3412)은 제 3 오리피스(3408)를 통해 제 1 분할 영역(3410)으로부터 유출된다. 이어서 혼합된 재순환되고 반응된 생성물 및 공급물(3412)은 제 1 혼합기 입구(3424)를 통해 제 1 혼합기(3420)에 들어가고, 여기서 이것은 제 2 혼합기 입구(3428)를 통해 제 1 혼합기(3420)에 들어간 수소(3432)와 혼합된다. 수소(3432)의 양은 제 1 수소 밸브(3430)에 의해 제어된다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3422)는 제 1 혼합기 출구(3426)를 통해 제 1 혼합기(3420)로부터 유출되고 반응기 입구(3442)를 통해 반응기(3440) 내로 유동한다. 반응기(3440) 내에서, 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3422)는 제 1 촉매층(3460)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 재순환되고 반응된 생성물/공급물/수소(3422)가 반응함에 따라, 제 1 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(3445)가 용액으로부터 방출되고 반응기(3440)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 1 촉매층 기체(3445)가 제 1 반응기 오리피스(3447)를 통해 반응기(3440)로부터 제거된다. 제 1 촉매층 기체(3445)가 오리피스(3447)를 통해 반응기(3440)로부터 제거되는 속도는 제 1 배기 밸브(3470)에 의해 제어된다.FIG. 17 is a diagram of an upflow multilayer reactor system, represented generally by the numeral 3400, wherein the amount of liquid in the reactor is controlled by the pressure of the gas in the reactor.
과량의 제 1 촉매층 수소 및 경질분 탄화수소 기체(3445)의 압력은 제 1 촉매층(3460) 위에 위치한 제 1 압력 제어기(3450)에서 모니터링한다. 제 1 촉매층 기체(3445)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 제 1 압력 제어기(3450)가 제 1 수소 밸브(3430)에게 제 1 혼합기(3420)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 1 촉매층 기체(3445)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 제 1 압력 제어기(3450)가 제 1 수소 밸브(3430)에게 제 1 혼합기(3420)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of excess first catalyst bed hydrogen and
제 1 촉매층 생성물(3446)은 제 3 혼합기 입구(3484)를 통해 제 2 혼합기(3480) 내로 유동하고, 여기서 이것은 제 4 혼합기 입구(3488)를 통해 제 2 혼합기(3480)에 들어간 수소(3492)와 혼합된다. 수소(3492)의 양은 제 2 수소 밸브(3490)에 의해 제어된다. 제 1 촉매층 생성물/수소(3482)는 제 2 혼합기 출구(3486)를 통해 제 2 혼합기(3480)로부터 유출되고 제 2 촉매층(3520)을 통해 유동하면서, 여기서 반응한다. 제 1 촉매층 생성물/수소(3482)가 반응함에 따라, 제 2 촉매층 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체(3505)가 용액으로부터 방출되고 제 2 촉매층(3520)의 상단부에 축적될 수 있다. 제 2 촉매층 기체(3505)가 제 2 반응기 오리피스(3507)를 통해 제거된다. 제 2 촉매층 기체(3505)가 제 2 반응기 오리피스(3507)를 통해 제거되는 속도는 제 2 배기 밸브(3530)에 의해 제어된다.The first
과량의 제 2 촉매층 수소 및 경질분 탄화수소 기체(3505)의 압력은 제 2 촉매층(3520) 위에 위치한 제 2 압력 제어기(3510)에서 모니터링한다. 제 2 촉매층 기체(3505)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 높아지면, 제 2 압력 제어기(3510)가 제 2 수소 밸브(3490)에게 제 2 혼합기(3480)로 유입되는 수소의 양을 감소시키라는 신호를 보낼 것이다. 제 2 촉매층 기체(3505)의 압력이 요망되는 기체 압력보다 낮아지면, 제 2 압력 제어기(3510)가 제 2 수소 밸브(3490)에게 제 2 혼합기(3480)로 유입되는 수소의 양을 증가시키라는 신호를 보낼 것이다.The pressure of the excess second catalyst bed hydrogen and
반응된 생성물(3506)이 반응기 출구(3444)를 통해 반응기(3440)로부터 유출된다. 반응된 생성물(3446)은 제 4 오리피스(3542)를 통해 제 2 분할 영역(3540) 내로 유동하고, 여기서 이것은 두 가지의 유동물인, 제 5 오리피스(3544)를 통해 제 2 분할 영역(3540)으로부터 유출되는 분할되고 반응된 생성물(3552) 및 제 6 오리피스(3546)를 통해 제 2 분할 영역(3540)으로부터 유출되는 재순환되고 반응된 생성물(3556)로 분할된다. 재순환되고 반응된 생성물(3556)은 재순환 펌프(3560)를 통해 펌핑된 후, 제 1 분할 영역(3410)에서 신선한 공급물(3402)과 혼합된다.Reacted product 3506 exits
도 18은 전체적으로 숫자 4000으로 표시되는, 하향 유동 연속식 액체상 수소화처리 공정에서 사용되기 위한, 높이 제어기를 갖는 단일층 반응기의 도면이다. 반응기(4000)는 입구 오리피스(4042) 및 출구 오리피스(4044)를 갖는 용기(4010)로 이루어진다. 반응기(4000)의 내부는 기체(4025)를 함유하는 상부 대역(4020), 및 촉매 입자(4062)로 이루어진 촉매층(4060) 및 액체(4035)를 함유하는 훨씬 더 큰 하부 대역(4030)의 두 대역으로 분할되어 있다.FIG. 18 is a diagram of a single bed reactor with a height controller for use in a downflow continuous liquid phase hydroprocessing process, indicated generally by the
높이 제어기(4050)가 하부 대역(4030) 내의 액체(4035)의 양을 촉매층(4060)보다 높은 높이로 유지하는데 사용된다. 배기구(4047)는 기체(4025)를 상부 대역(4020)으로부터 예정된 일정 속도로 방출한다. 배기구(4047)는 배기 밸브(4070)에 의해 조절된다.
도 19는 전체적으로 숫자 4200으로 표시되는, 상향 유동 연속식 액체상 수소화처리 공정에서 사용되기 위한, 압력 제어기를 갖는 다중층 반응기의 도면이다. 반응기(4200)는 입구 오리피스(4242) 및 출구 오리피스(4244)를 갖는 용기(4210)로 이루어진다. 반응기의 내부는 촉매 입자(4262)로 이루어진 제 1 촉매층(4260), 이어서 혼합기(4280), 및 이어서 촉매 입자(4322)로 이루어진 제 2 촉매층(4320)으로 이루어진다.FIG. 19 is a diagram of a multilayer reactor with a pressure controller for use in an upflow continuous liquid phase hydroprocessing process, indicated generally by the
반응기 입구(4242)와 혼합기(4280) 사이에 위치한 반응기(4200)의 부분은 기체(4225)를 함유하는 상부 대역(4220), 및 촉매층(4260) 및 액체(4235)를 함유하는 훨씬 더 큰 하부 대역(4230)의 두 대역으로 분할되어 있다.The portion of
압력 제어기(4250)가 상부 대역(4220) 내의 기체(4225)의 압력을 예정된 압력으로 유지하는데 사용된다. 배기구(4247)는 기체(4225)를 상부 대역(4220)으로부터 예정된 일정 속도로 방출한다. 배기구(4247)는 배기 밸브(4270)에 의해 조절된다.
혼합기(4280)는 액체(4235)를 혼합기(4280) 내로 도입시키는 제 1 입구(4284), 수소를 혼합기(4280) 내로 도입시키는 제 2 입구(4288), 및 제 2 촉매층(4320)으로 통하는 출구(4286)를 포함한다.
혼합기(4280)와 반응기 출구(4244) 사이에 위치한 반응기(4200)의 부분은 기체(4355)를 함유하는 상부 대역(4350), 및 촉매층(4320) 및 액체(4365)를 함유하는 훨씬 더 큰 하부 대역(4360)의 두 대역으로 분할되어 있다.The portion of
압력 제어기(4310)가 상부 대역(4350) 내의 기체(4355)의 압력을 예정된 압력으로 유지하는데 사용된다. 배기구(4307)는 기체(4355)를 상부 대역(4350)으로부터 예정된 일정 속도로 방출한다. 배기구(4307)는 배기 밸브(4330)에 의해 조절된다.
본 발명에 따라, 탈아스팔트 용매는 프로판, 부탄 및/또는 펜탄을 포함한다. 기타 공급물 희석제는 가벼운 탄화수소, 가벼운 증류물, 나프타, 디젤, VGO, 미리 수소화처리된 스톡, 재순환된 수소화분해물, 이성질체화물, 재순환된 탈금속화물 등을 포함한다.According to the invention, the deasphalted solvent comprises propane, butane and / or pentane. Other feed diluents include light hydrocarbons, light distillates, naphtha, diesel, VGO, prehydrogenated stocks, recycled hydrocrackates, isomerates, recycled demetallisates, and the like.
실시예Example
실시예Example 1 One
석유 분획, 증류물, 잔유, 왁스, 윤활유, DAO, 또는 디젤 연료 이외의 연료로 이루어진 군에서 선택된 공급물을 620 K에서 수소화개질하여 황 및 질소를 제거한다. 사양에 맞는 생성물을 제조하기 위해서는 디젤 연료 1 배럴당 약 200 SCF(5.66 ㎥)의 수소가 반응해야 한다. 희석제는 프로판, 부탄, 펜탄, 가벼운 탄화수소, 가벼운 증류물, 나프타, 디젤, VGO, 미리 수소화처리된 스톡 또는 이들의 조합물로 이루어진 군에서 선택된다. 65 또는 95 bar에서 1/1 또는 2/1의 재순환 대 공급 비를 갖는, 620 K의 출구 온도에서 가동되는 관형 반응기가, 요망되는 반응을 수행하기에 충분하다. A feed selected from the group consisting of petroleum fractions, distillates, residual oils, waxes, lubricating oils, fuels other than DAO, or diesel fuel is hydrogenated at 620 K to remove sulfur and nitrogen. To produce a product that meets specifications, about 200 SCF (5.66 m 3) of hydrogen per barrel of diesel fuel must react. Diluents are selected from the group consisting of propane, butane, pentane, light hydrocarbons, light distillates, naphtha, diesel, VGO, prehydrogenated stocks or combinations thereof. A tubular reactor operating at an outlet temperature of 620 K, with a recycle to feed ratio of 1/1 or 2/1 at 65 or 95 bar, is sufficient to carry out the desired reaction.
실시예Example 2 2
석유 분획, 증류물, 잔유, 오일, 왁스, 윤활유, DAO, 또는 탈아스팔트 오일 이외의 것 등으로 이루어진 군에서 선택된 공급물을 620 K에서 수소화개질하여 황 및 질소를 제거하고 방향족을 포화시킨다. 사양에 맞는 생성물을 제조하기 위해서는 탈아스팔트 오일 1 배럴당 약 1000 SCF(28.32 ㎥)의 수소가 반응해야 한다. 희석제는 프로판, 부탄, 펜탄, 가벼운 탄화수소, 가벼운 증류물, 나프타, 디젤, VGO, 미리 수소화처리된 스톡 또는 이들의 조합물로 이루어진 군에서 선택된다. 80 bar에서 2.5/1의 재순환비를 갖고서, 620 K의 출구 온도에서 가동되는 관형 반응기가, 요구되는 모든 수소를 제공하고 반응기 전체에 걸쳐 20 K 미만의 온도 상승을 허용하기에 충분하다.A feed selected from the group consisting of petroleum fractions, distillates, bottom oils, oils, waxes, lubricants, DAO, deasphalted oils and the like is hydrogenated at 620 K to remove sulfur and nitrogen and to saturate the aromatics. About 1000 SCF (28.32 m 3) of hydrogen must be reacted per barrel of deasphalted oil to produce a product that meets specifications. Diluents are selected from the group consisting of propane, butane, pentane, light hydrocarbons, light distillates, naphtha, diesel, VGO, prehydrogenated stocks or combinations thereof. With a recycle ratio of 2.5 / 1 at 80 bar, a tubular reactor operating at an outlet temperature of 620 K is sufficient to provide all the hydrogen required and to allow a temperature rise of less than 20 K throughout the reactor.
실시예Example 3 3
본원에서 기술되고 명시된 바와 같은 연속식 액체상 수소화처리 방법 및 장치. Continuous liquid phase hydrotreatment methods and apparatus as described and specified herein.
실시예Example 4 4
수소 용해도가 오일 공급물에 비해 높은 용매 또는 희석제의 존재 하에서 수소와 피처리 오일을 혼합 및/또는 플래싱시키는 단계를 포함함을 개선점으로 하는 수소화처리 방법.A process for hydrotreating, wherein the hydrogen solubility comprises mixing and / or flashing hydrogen and the treated oil in the presence of a solvent or diluent having a higher relative to the oil feed.
실시예Example 5 5
용매 또는 희석제가 무거운 나프타, 프로판, 부탄, 펜탄, 가벼운 탄화수소, 가벼운 증류물, 나프타, 디젤, VGO, 미리 수소화처리된 스톡 또는 이들의 조합물로 이루어진 군에서 선택된 것인 상기 실시예 4.Example 4, wherein the solvent or diluent is selected from the group consisting of heavy naphtha, propane, butane, pentane, light hydrocarbons, light distillates, naphtha, diesel, VGO, prehydrogenated stocks, or combinations thereof.
실시예Example 6 6
공급물이 오일, 석유 분획, 증류물, 잔유, 디젤 연료, 탈아스팔트 오일, 왁스, 윤활유 등으로 이루어진 군에서 선택된 것인 상기 실시예 5.Example 5 wherein the feed is selected from the group consisting of oils, petroleum fractions, distillates, residual oils, diesel fuels, deasphalted oils, waxes, lubricants and the like.
실시예Example 7 7
공급물을 희석제와 블렌딩하는 단계, 반응기의 앞에서 희석제/공급물 혼합물을 수소로써 포화시키는 단계, 및 황, 질소, 산소 금속 또는 기타 오염물을 포화 또는 제거하거나 분자량 또는 분해를 감소시키기 위해, 반응기에서 공급물/희석제/수소 혼합물을 촉매와 반응시키는 단계를 포함하는 연속식 액체상 수소화처리 방법.Blending the feed with the diluent, saturating the diluent / feed mixture with hydrogen at the front of the reactor, and feeding the reactor to saturate or remove sulfur, nitrogen, oxygen metal or other contaminants or to reduce molecular weight or decomposition A method of continuous liquid phase hydrogenation comprising reacting a water / diluent / hydrogen mixture with a catalyst.
실시예Example 8 8
반응기가 500 내지 5000 psi(3447 내지 34,473 kPa), 바람직하게는 1000 내지 3000 psi(6895 내지 20,684 kPa)의 압력에서 유지되는 것인 상기 실시예 7.Example 7 wherein the reactor is maintained at a pressure of 500 to 5000 psi (3447 to 34,473 kPa), preferably 1000 to 3000 psi (6895 to 20,684 kPa).
실시예Example 9 9
용해도 제한이 없도록 초임계 용액 조건에서 반응기를 가동시키는 단계를 추가로 포함하는 상기 실시예 8.Example 8, further comprising the step of operating the reactor in supercritical solution conditions such that there is no solubility limitation.
실시예Example 10 10
반응기 유출물로부터 열을 제거하는 단계, 반응된 공급물로부터 희석제를 분리하는 단계, 및 희석제를 반응기의 상류의 한 지점으로 재순환시키는 단계를 추가로 포함하는 상기 실시예 9.Example 9, further comprising removing heat from the reactor effluent, separating the diluent from the reacted feed, and recycling the diluent to a point upstream of the reactor.
실시예Example 11 11
전술된 실시예들 중 하나에 의해 제조된, 수소화처리, 수소화개질, 수소화후처리, 수소화정련, 수소화분해된 것 등인 석유 제품.A petroleum product which is prepared by one of the embodiments described above, hydroprocessed, hydroreformed, post-hydrotreated, hydrorefined, hydrocracked, and the like.
실시예Example 12 12
본 발명의 개선된 수소화개질 공정에서 사용되는 반응 용기는, 40 ft3(1.13 ㎥)의 대략적인 반응기 부피를 갖고, 단지 약 3000 psi(20,684 kPa) 이하의 압력을 견디도록 구성되고, 2인치(5.08 ㎝) 직경의 비교적 작은 관 내에 촉매를 포함한다.The reaction vessel used in the improved hydrocracking process of the present invention has an approximate reactor volume of 40 ft 3 (1.13 m 3 ), is configured to withstand pressures of about 3000 psi (20,684 kPa) or less, and is 2 inches ( 5.08 cm) diameter in a relatively small tube.
실시예Example 13 13
용매 탈아스팔트 공정에서는, 8부피의 n-부탄을 1부피의 진공 탑 하단부와 접촉시킨다. 피치를 제거한 후이지만 용매를 탈아스팔트 오일(DAO)로부터 회수하기 전에, 용매/DAO 혼합물을 약 1000 내지 1500 psi(6895 내지 10,342 kPa)로 펌핑시키고, DAO 1 배럴 당 약 900 SCF(25.4 ㎥)의 H2와 혼합한다. 용매/DAO/수소 혼합물을 약 590 내지 620 K로 가열하고, 황 및 질소를 제거하고 방향족을 포화시키기 위해 촉매와 접촉시킨다. 수소화개질 후, 압력을 약 600 psi(4137 kPa)로 감소시킴으로써, 부탄을 수소화개질된 DAO로부터 회수한다.In the solvent deasphalting process, eight volumes of n-butane are contacted with one volume of the bottom of the vacuum tower. After removing the pitch but before recovering the solvent from the deasphalted oil (DAO), the solvent / DAO mixture is pumped to about 1000 to 1500 psi (6895 to 10,342 kPa) and approximately 900 SCF (25.4 m 3) per barrel of DAO Mix with H 2 . The solvent / DAO / hydrogen mixture is heated to about 590-620 K and contacted with a catalyst to remove sulfur and nitrogen and to saturate the aromatics. After hydroreforming, butane is recovered from the hydrogenated DAO by reducing the pressure to about 600 psi (4137 kPa).
실시예Example 14 14
본 발명에 따르는 구조를 갖는, 온도, 압력, 촉매 등이 동일하거나 상이한 둘 이상의 반응기들이 직렬로 배치된 다단계 반응기, 및/또는 둘 이상의 촉매층들이 본 발명에 따르는 단일 반응기 내에 배치된 다중층 반응기를 포함하는 상기 실시예들 중 하나 이상.A multistage reactor having a structure according to the invention, in which two or more reactors having the same or different temperatures, pressures, catalysts and the like are arranged in series, and / or a multilayer reactor in which two or more catalyst beds are arranged in a single reactor according to the invention. One or more of the above embodiments.
실시예Example 15 15
상기 실시예 14에 덧붙여, 다단계 반응기를 사용하여 특수 제품, 왁스, 윤활유 등을 제조한다.In addition to Example 14 above, special products, waxes, lubricants, and the like are prepared using a multistage reactor.
요약하자면, 수소화분해는 탄소-탄소 결합의 분해이고 수소화이성질체화는 탄소-탄소 결합의 재배열이다. 수소화탈금속화는 캣 크래커(cat cracker) 및 수소화크래커에서 촉매독을 회피하기 위해, 통상적으로는 진공 탑 하단부 또는 탈아스팔트 오일로부터 금속을 제거하는 것이다.In summary, hydrocracking is the decomposition of carbon-carbon bonds and hydroisomerization is the rearrangement of carbon-carbon bonds. Hydrodemetallization is usually the removal of metal from the bottom of a vacuum tower or from deasphalted oil to avoid catalytic poisoning in cat crackers and hydrocrackers.
실시예Example 16 16
수소화분해: 일정 부피의 감압 경유를 경유 공급물 1 배럴 당 1000 SCF(6895 kPa) H2와 혼합하고, 2부피의 재순환된 수소화분해된 생성물(희석제)과 블렌딩하고, 750 ℉(399 ℃) 및 2000 psi(13,789 kPa)에서 수소화분해 촉매에 통과시킨다. 수소화분해된 생성물은 20 %의 나프타, 40 %의 디젤 및 40 %의 잔유을 함유하였다.Hydrocracking: A volume of vacuum gas oil is mixed with 1000 SCF (6895 kPa) H 2 per barrel of gas oil feed, blended with 2 volumes of recycled hydrocracked product (diluent), 750 ° F. (399 ° C.) and Pass the hydrocracking catalyst at 2000 psi (13,789 kPa). The hydrocracked product contained 20% naphtha, 40% diesel and 40% residual oil.
실시예Example 17 17
수소화이성질체화: 80 %의 파라핀 왁스를 함유하는 일정 부피의 공급물을 공급물 1 배럴 당 200 SCF(5.66 ㎥) H2와 혼합하고, 희석제로서 1부피의 이성질체화물과 블렌딩하고, 550 ℉(287.8 ℃) 및 2000 psi(13,789 kPa)에서 이성질체화 촉매에 통과시킨다. 이성질체화물은 30 ℉(-1 ℃)의 유동점 및 140의 VI를 갖는다.Hydroisomerization: A volume of feed containing 80% paraffin wax is mixed with 200 SCF (5.66 m 3) H 2 per barrel of feed, blended with 1 volume of isomerized as diluent, and 550 ° F. (287.8) ° C) and 2000 psi (13,789 kPa) through an isomerization catalyst. Isomerates have a pour point of 30 ° F. (−1 ° C.) and VI of 140.
실시예Example 18 18
수소화탈금속화: 총 80 ppm의 금속을 함유하는 일정 부피의 공급물을 1 배럴 당 150 SCF(4.25 kPa) H2와 블렌딩하고, 1부피의 재순환된 탈금속화물과 혼합하고, 450 ℉(232 ℃) 및 1000 psi(6895 kPa)에서 촉매에 통과시킨다. 생성물은 총 3 ppm의 금속을 함유하였다.Hydrodemetallization: A volume of feed containing a total of 80 ppm of metal is blended with 150 SCF (4.25 kPa) H 2 per barrel, mixed with 1 volume of recycled demetallization, and 450 ° F. (232). C) and 1000 psi (6895 kPa). The product contained a total of 3 ppm metal.
일반적으로, 피셔-트롭시란 일산화탄소 및 수소(CO 및 H2 또는 합성기체)로부터 파라핀을 제조하는 것을 말한다. 합성기체는 CO2, CO, H2를 함유하며, 다양한 공급원, 주로 석탄 또는 천연가스로부터 제조된다. 이어서 합성기체를 특정 촉매상에서 반응시켜 특정 생성물을 제조한다.In general, Fischer-Tropsch refers to the production of paraffin from carbon monoxide and hydrogen (CO and H 2 or synthetic gas). Syngas contains CO 2 , CO, H 2 and is produced from various sources, mainly coal or natural gas. The synthesis gas is then reacted on a specific catalyst to produce a specific product.
피셔-트롭시 합성은 지지된 금속 촉매 상에서 CO 및 H2로부터, 탄화수소, 거의 단독적으로 파라핀을 제조하는 것이다. 고전적인 피셔-트롭시 촉매는 철이지만 기타 금속 촉매도 사용된다.Fischer-Tropsch synthesis is the production of hydrocarbons, paraffin, almost alone from CO and H 2 on supported metal catalysts. The classic Fischer-Tropsch catalyst is iron, but other metal catalysts are also used.
합성기체는, 비록 피셔-트롭시 반응은 아니지만, 기타 화학물질, 주로 알콜을 제조하는데에 사용될 수 있고 사용된다. 본 발명의 기술은, 촉매 표면 상에서의 반응에서 하나 이상의 성분이 기체상으로부터 액체상으로 전이되어야 하는 임의의 촉매작용적 공정에 사용될 수 있다.Syngas can be used and used to produce other chemicals, primarily alcohols, although not Fischer-Tropsch reactions. The technique of the present invention can be used in any catalytic process where one or more components in the reaction on the catalyst surface must be transferred from the gas phase to the liquid phase.
실시예Example 19 19
제 1 단계를 황, 질소, 산소 등을 제거하기에 충분한 조건[620 K, 100 psi(689 kPa)]에서 가동시킨 후, 오염물 H2S, NH3 및 물을 제거하고, 제 2 단계 반응기를 방향족의 포화에 충분한 조건에서 가동시키는 2단계 수소화처리 방법.After operating the first stage at conditions sufficient to remove sulfur, nitrogen, oxygen, etc. [620 K, 100 psi (689 kPa)], contaminants H 2 S, NH 3 and water are removed and the second stage reactor is A two-stage hydrotreatment process operated under conditions sufficient for saturation of an aromatic.
실시예Example 20 20
수소 외에도, 일산화탄소(CO)를 수소와 혼합하고, 이 혼합물을 탄화수소의 합성을 위한 피셔-트롭시 촉매와 접촉시키는, 상기 하나 이상의 실시예에서 언급된 바와 같은 공정.In addition to hydrogen, carbon monoxide (CO) is mixed with hydrogen and the mixture is contacted with a Fischer-Tropsch catalyst for the synthesis of hydrocarbons.
실시예Example 21 21
반응기 내의 액체 공급물/희석제/수소 혼합물의 양이 반응기 내의 액체 공급물/희석제/수소 혼합물 및 반응된 액체 공급물/희석제/수소 혼합물의 높이에 의해 제어되는, 상기 하나 이상의 실시예에서 언급된 바와 같은 공정.As mentioned in one or more embodiments above, the amount of liquid feed / diluent / hydrogen mixture in the reactor is controlled by the height of the liquid feed / diluent / hydrogen mixture and reacted liquid feed / diluent / hydrogen mixture in the reactor. Same process.
반응기 내의 액체의 높이는 반응기 내의 촉매층의 상단부보다 높게 유지되고 높이 제어기에 의해 모니터링한다. 반응기 내의 액체의 높이가 높아지거나 낮아짐에 따라, 공급물/희석제 혼합물에 첨가되는 수소의 양을 조절하여, 반응기 내의 액체의 높이를 각각 낮추거나 높인다.The height of the liquid in the reactor is kept higher than the top of the catalyst bed in the reactor and monitored by the height controller. As the height of the liquid in the reactor increases or decreases, the amount of hydrogen added to the feed / diluent mixture is adjusted to lower or raise the height of the liquid in the reactor, respectively.
실시예Example 22 22
반응기 내의 액체 공급물/희석제/수소 혼합물의 양이 반응기 상단부에서의 과량의 수소 기체 및 경질분 탄화수소 기체의 압력에 의해 제어되는, 상기 하나 이상의 실시예에서 언급된 바와 같은 공정.The process as mentioned in the one or more embodiments above, wherein the amount of liquid feed / diluent / hydrogen mixture in the reactor is controlled by the pressure of excess hydrogen gas and light hydrocarbon gas at the top of the reactor.
반응기 상단부에서의 기체의 압력은, 공급물 및 요망되는 생성물 사양에 대해, 특정 용도에 적당한 특정 압력으로 유지된다. 반응기 상단부에서의 기체의 압력이 증가하거나 감소함에 따라, 공급물/희석제 혼합물에 첨가되는 수소의 양을 조절하여, 반응기 상단부에서의 기체의 압력을 각각 증가시키거나 감소시킨다.The pressure of the gas at the top of the reactor is maintained at a particular pressure suitable for the particular application, for the feed and the desired product specifications. As the pressure of the gas at the top of the reactor increases or decreases, the amount of hydrogen added to the feed / diluent mixture is adjusted to increase or decrease the pressure of the gas at the top of the reactor, respectively.
본 발명은 그 형태의 일부만이 명시되었지만, 해당 분야의 숙련자라면, 본 발명이 그렇게 제한되는 것은 아니며 본 발명의 범주에서 벗어나지 않게 다양하게 변형 및 개조된다는 것을 명백히 알 것이다. 따라서, 첨부된 청구의 범위는 광범위하게 본 발명의 범주와 일치하도록 해석되는 것이 적당하다.Although only a part of the form of the invention has been specified, it will be apparent to those skilled in the art that the invention is not so limited and that various modifications and adaptations may be made without departing from the scope of the invention. Accordingly, the appended claims are to be interpreted broadly to coincide with the scope of the present invention.
Claims (3)
(a) 상기 반응기 상에 위치한 지시기;
(b) 상기 반응기 내의 액체의 양을 감지하는 수단;
(c) 상기 감지 수단으로부터 수득된 지시기 판독값;
(d) 상기 지시기 판독값을 지시기 신호로 변환시키는 수단;
(e) 상기 지시기 신호를 수용하는 컴퓨터;
(f) 지시기 신호를 상기 컴퓨터로 전달하는 수단;
(g) 상기 지시기 신호를 해석하고 상기 지시기 신호를 근거로 조정값을 만드는 소프트웨어 프로그램;
(h) 상기 조정값을 조정 신호로 변환시키는 수단;
(i) 상기 조정 신호를 전달하는 수단;
(j) 반응기 공급물로 유입되는 수소의 양을 조절하는, 상기 반응기로부터 상류에 위치한, 수소 제어 밸브;
(k) 상기 수소 제어 밸브에서 조정 신호를 해석하는 수단; 및
(l) 상기 해석 수단을 근거로 상기 수소 제어 밸브를 조절하는 수단
을 포함하는 제어 시스템.A control system for a continuous liquid phase hydroprocessing reactor having an upper zone of gas and a much larger lower zone of liquid surrounding the catalyst,
(a) an indicator located on the reactor;
(b) means for sensing the amount of liquid in the reactor;
(c) indicator readings obtained from the sensing means;
(d) means for converting the indicator readings into an indicator signal;
(e) a computer for receiving the indicator signal;
(f) means for transmitting an indicator signal to the computer;
(g) a software program that interprets the indicator signal and makes adjustments based on the indicator signal;
(h) means for converting said adjustment value into an adjustment signal;
(i) means for conveying said adjustment signal;
(j) a hydrogen control valve located upstream from the reactor to regulate the amount of hydrogen entering the reactor feed;
(k) means for interpreting an adjustment signal at said hydrogen control valve; And
(l) means for adjusting the hydrogen control valve based on the analysis means
Control system comprising a.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/089,477 US7569136B2 (en) | 1997-06-24 | 2005-03-24 | Control system method and apparatus for two phase hydroprocessing |
US11/089,477 | 2005-03-24 | ||
PCT/US2006/010639 WO2006102534A2 (en) | 2005-03-24 | 2006-03-23 | Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020077024344A Division KR101371913B1 (en) | 2005-03-24 | 2006-03-23 | Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20130004525A true KR20130004525A (en) | 2013-01-10 |
Family
ID=37024640
Family Applications (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020127031170A KR20130004525A (en) | 2005-03-24 | 2006-03-23 | Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing |
KR1020077024344A KR101371913B1 (en) | 2005-03-24 | 2006-03-23 | Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing |
KR1020127031169A KR20130004386A (en) | 2005-03-24 | 2006-03-23 | Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing |
Family Applications After (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020077024344A KR101371913B1 (en) | 2005-03-24 | 2006-03-23 | Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing |
KR1020127031169A KR20130004386A (en) | 2005-03-24 | 2006-03-23 | Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7569136B2 (en) |
EP (2) | EP1861480A4 (en) |
JP (1) | JP5350778B2 (en) |
KR (3) | KR20130004525A (en) |
CN (1) | CN101194001B (en) |
BR (1) | BRPI0612172B1 (en) |
CA (2) | CA2601995C (en) |
MX (2) | MX363126B (en) |
RU (1) | RU2411285C2 (en) |
SG (2) | SG160393A1 (en) |
WO (1) | WO2006102534A2 (en) |
Families Citing this family (76)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080023372A1 (en) * | 2006-07-27 | 2008-01-31 | Leonard Laura E | Hydrocracking Process |
US7906013B2 (en) | 2006-12-29 | 2011-03-15 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process |
US20080159928A1 (en) * | 2006-12-29 | 2008-07-03 | Peter Kokayeff | Hydrocarbon Conversion Process |
MY154052A (en) * | 2007-09-28 | 2015-04-30 | Japan Oil Gas & Metals Jogmec | Synthetic naphtha manufacturing method |
US7790020B2 (en) * | 2007-10-15 | 2010-09-07 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process to improve cetane number |
US7803269B2 (en) | 2007-10-15 | 2010-09-28 | Uop Llc | Hydroisomerization process |
US7794588B2 (en) * | 2007-10-15 | 2010-09-14 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process to decrease polyaromatics |
US7794585B2 (en) * | 2007-10-15 | 2010-09-14 | Uop Llc | Hydrocarbon conversion process |
US7799208B2 (en) * | 2007-10-15 | 2010-09-21 | Uop Llc | Hydrocracking process |
US8008534B2 (en) * | 2008-06-30 | 2011-08-30 | Uop Llc | Liquid phase hydroprocessing with temperature management |
US9279087B2 (en) * | 2008-06-30 | 2016-03-08 | Uop Llc | Multi-staged hydroprocessing process and system |
US8999141B2 (en) * | 2008-06-30 | 2015-04-07 | Uop Llc | Three-phase hydroprocessing without a recycle gas compressor |
CN101338220B (en) * | 2008-08-11 | 2016-08-03 | 中国石油化工集团公司 | A kind of hydrogenation method for hydrocarbon oils |
CN101358146B (en) * | 2008-09-05 | 2012-07-04 | 中国石油化工集团公司 | Hydrocarbon oil hydrogenation technique |
CN101353594B (en) * | 2008-09-12 | 2012-07-04 | 中国石油化工集团公司 | Hydrocarbon oil hydrogenation control method |
CN101724444A (en) * | 2008-10-28 | 2010-06-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Low-cost hydrogenation process method |
CN101787305B (en) * | 2009-01-23 | 2013-03-20 | 中国石油化工股份有限公司 | Method of liquid phase circulation hydrotreatment and reaction system |
US8518241B2 (en) * | 2009-06-30 | 2013-08-27 | Uop Llc | Method for multi-staged hydroprocessing |
US8221706B2 (en) * | 2009-06-30 | 2012-07-17 | Uop Llc | Apparatus for multi-staged hydroprocessing |
CN101992048A (en) * | 2009-08-11 | 2011-03-30 | 中国石化集团洛阳石油化工工程公司 | Reactor and application thereof to hydrocarbon oil liquid-solid two-phase hydrogenation |
CN101992047A (en) * | 2009-08-11 | 2011-03-30 | 中国石化集团洛阳石油化工工程公司 | Reactor and application thereof to hydrocarbon oil two-phase hydrogenation |
CN101993719A (en) * | 2009-08-11 | 2011-03-30 | 中国石化集团洛阳石油化工工程公司 | Method for hydrogenating hydrocarbon oil and reactor thereof |
CN101993721B (en) * | 2009-08-25 | 2016-04-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Method of liquid phase circulation hydrotreatment and reactive system |
US8323476B2 (en) * | 2009-12-17 | 2012-12-04 | Uop Llc | Solid catalyst liquid phase hydroprocessing using moving bed reactors |
SG184411A1 (en) | 2010-04-21 | 2012-11-29 | Exxonmobil Chem Patents Inc | Xylenes isomerization process and catalyst therefor |
US9493718B2 (en) * | 2010-06-30 | 2016-11-15 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Liquid phase distillate dewaxing |
US20120000818A1 (en) * | 2010-06-30 | 2012-01-05 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for the preparation of group ii and group iii lube base oils |
US20120000829A1 (en) * | 2010-06-30 | 2012-01-05 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for the preparation of group ii and group iii lube base oils |
CN102311794B (en) * | 2010-07-07 | 2014-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Diesel hydrogenation method |
US20120074038A1 (en) * | 2010-09-27 | 2012-03-29 | Uop Llc | Liquid phase hydroprocessing with low pressure drop |
US10144882B2 (en) * | 2010-10-28 | 2018-12-04 | E I Du Pont De Nemours And Company | Hydroprocessing of heavy hydrocarbon feeds in liquid-full reactors |
US20120103873A1 (en) * | 2010-11-01 | 2012-05-03 | Axens | Procede d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage de charges azotees avec stripage a l'hydrogene |
CN102465021B (en) * | 2010-11-05 | 2014-07-23 | 中国石油化工股份有限公司 | Combined hydrogenation process for diesel oil |
US9096804B2 (en) * | 2011-01-19 | 2015-08-04 | P.D. Technology Development, Llc | Process for hydroprocessing of non-petroleum feedstocks |
US9139782B2 (en) * | 2011-02-11 | 2015-09-22 | E I Du Pont De Nemours And Company | Targeted pretreatment and selective ring opening in liquid-full reactors |
US9212323B2 (en) | 2011-02-11 | 2015-12-15 | E I Du Pont De Nemours And Company | Liquid-full hydrotreating and selective ring opening processes |
US8926826B2 (en) * | 2011-04-28 | 2015-01-06 | E I Du Pont De Nemours And Company | Liquid-full hydroprocessing to improve sulfur removal using one or more liquid recycle streams |
US8894838B2 (en) * | 2011-04-29 | 2014-11-25 | E I Du Pont De Nemours And Company | Hydroprocessing process using uneven catalyst volume distribution among catalyst beds in liquid-full reactors |
CN102876367B (en) * | 2011-07-11 | 2015-04-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Deep desulphurization dearomatization combination method of diesel oil |
CN102876368B (en) * | 2011-07-11 | 2014-10-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Diesel oil liquid phase hydrogenation method |
PL2737023T3 (en) * | 2011-07-29 | 2016-11-30 | Ebullated-bed process for feedstock containing dissolved hydrogen | |
US8932451B2 (en) | 2011-08-31 | 2015-01-13 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integrated crude refining with reduced coke formation |
CN102358847B (en) * | 2011-09-16 | 2014-05-07 | 中国海洋石油总公司 | Method for producing clean diesel by full liquid phase hydrogenation |
EP2782977B1 (en) | 2011-11-21 | 2019-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Slurry bed hydroprocessing and system |
US9365781B2 (en) * | 2012-05-25 | 2016-06-14 | E I Du Pont De Nemours And Company | Process for direct hydrogen injection in liquid full hydroprocessing reactors |
MX345342B (en) * | 2012-08-20 | 2017-01-24 | Inst Mexicano Del Petróleo | Process for improving heavy and extra heavy crude oil. |
CN103666545B (en) * | 2012-09-21 | 2015-09-23 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of diesel oil hydrofining method |
SG11201502233XA (en) | 2012-09-21 | 2015-05-28 | China Petroleum & Chemical | Hydrocarbon oil hydrotreating method |
CN103666547B (en) * | 2012-09-21 | 2015-09-23 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of method for hydrotreating hydrocarbon oil |
CN103666544B (en) | 2012-09-21 | 2016-04-06 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of recapitalization generating oil hydrogenation treatment process |
US8721871B1 (en) * | 2012-11-06 | 2014-05-13 | E I Du Pont De Nemours And Company | Hydroprocessing light cycle oil in liquid-full reactors |
US9139783B2 (en) | 2012-11-06 | 2015-09-22 | E I Du Pont Nemours And Company | Hydroprocessing light cycle oil in liquid-full reactors |
RU2495910C1 (en) * | 2012-11-27 | 2013-10-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Reactor for hydraulic treatment of hydrocarbon stock |
CN103965953B (en) | 2013-01-30 | 2015-07-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Distillate oil two-phase hydrogenation reactor and hydrogenation process |
CN103131468B (en) * | 2013-02-06 | 2015-03-25 | 神华集团有限责任公司 | Hydrofining and/or hydroisomerizing cracking system and process for low-temperature Fischer-Tropsch synthetic oil |
CN103992816B (en) * | 2013-02-19 | 2016-05-11 | 中石化洛阳工程有限公司 | A kind of gas phase and liquid-phase hydrogenatin group technology and device |
CA2904172C (en) * | 2013-03-14 | 2021-04-13 | E.I. Dupont De Nemours And Company | Process for improving cold flow properties and increasing yield of middle distillate feedstock through liquid full hydrotreating and dewaxing |
CN103224809B (en) * | 2013-04-27 | 2014-12-03 | 中国海洋石油总公司 | Method for producing clean oil product through liquid-phase product cyclic hydrogenation |
RU2531585C1 (en) * | 2013-06-04 | 2014-10-20 | Михаил Борисович Гетин | Hydrocracking reactor |
US9283531B2 (en) | 2013-09-10 | 2016-03-15 | Uop Llc | Split feed reactor bed in hydrotreater device |
US9617485B2 (en) | 2013-09-24 | 2017-04-11 | E I Du Pont De Nemours And Company | Gas oil hydroprocess |
KR102182404B1 (en) * | 2014-02-10 | 2020-11-24 | 아처 다니엘 미드랜드 캄파니 | Improved multiphase low mixing processes |
FR3023298B1 (en) * | 2014-07-01 | 2017-12-29 | Total Marketing Services | PROCESS FOR DESAROMATISATION OF PETROLEUM CUTTERS |
CN114958413A (en) | 2014-07-18 | 2022-08-30 | 精炼技术解决方案有限责任公司 | Full liquid hydrotreating and selective ring opening process |
CN105733662A (en) * | 2014-12-10 | 2016-07-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | Liquid phase hydrogenation reactor and process |
EP3331967B1 (en) | 2015-08-04 | 2020-11-11 | Duke Technologies, LLC | Hydroprocessing method with high liquid mass flux |
CN105602619B (en) | 2015-12-18 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of liquid-phase hydrogenatin heterogeneous system and its technique and application |
US10669490B2 (en) | 2016-01-25 | 2020-06-02 | Dupont Industrial Biosciences Usa, Llc | Process for producing diesel with low levels of sulfur |
RU2630774C1 (en) * | 2016-10-03 | 2017-09-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for hydraulic processing of hydrocarbon raw materials |
RU2630773C1 (en) * | 2016-10-10 | 2017-09-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Device for hydraulic processing of hydrocarbon raw material |
RU2720809C2 (en) * | 2016-10-10 | 2020-05-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for producing ultra-low-sulfur diesel fuel |
US10739798B2 (en) * | 2017-06-20 | 2020-08-11 | Uop Llc | Incipient temperature excursion mitigation and control |
CN113906117A (en) | 2019-05-29 | 2022-01-07 | 沙特阿拉伯石油公司 | Hydrogen enhanced delayed coking process |
CN110404549A (en) * | 2019-08-26 | 2019-11-05 | 北京化工大学 | A kind of the fining preparation and evaluation method of cold poly- hydrogenation of petroleum resin catalyst |
KR102454095B1 (en) | 2020-10-30 | 2022-10-14 | 한국과학기술연구원 | Continuous hydrogen storage apparatus using liquid organic hydrogen carrier |
FR3117127A1 (en) * | 2020-12-07 | 2022-06-10 | IFP Energies Nouvelles | Process for hydrotreating a liquid stream comprising hydrocarbons with a gaseous stream comprising hydrogen |
Family Cites Families (100)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR954644A (en) | 1950-01-04 | |||
FR785974A (en) | 1934-03-21 | 1935-08-23 | Ig Farbenindustrie Ag | Process for the separation of liquid hydrocarbon mixtures |
BE565105A (en) * | 1957-03-14 | |||
US2918425A (en) * | 1958-03-27 | 1959-12-22 | Universal Oil Prod Co | Conversion process and apparatus therefor |
US3152981A (en) | 1960-04-29 | 1964-10-13 | Exxon Research Engineering Co | Hydrogenation process employing hydrogen absorbed by the feed |
US3147207A (en) * | 1961-05-12 | 1964-09-01 | Union Oil Co | Liquid-solids contacting process and apparatus for the conversion of hydrocarbons |
NL275200A (en) | 1961-07-31 | |||
US3441498A (en) * | 1967-03-15 | 1969-04-29 | Atlantic Richfield Co | Hydrogenation method and apparatus |
GB1232173A (en) | 1969-11-18 | 1971-05-19 | ||
GB1331935A (en) | 1969-12-12 | 1973-09-26 | Shell Int Research | Peocess for the catalytic hydroconversion of a residual hydroca rbon oil |
US3798002A (en) * | 1969-12-16 | 1974-03-19 | Westinghouse Electric Corp | Computer control system for refining and hydrogenation of unsaturated hydrocarbons |
US3880598A (en) | 1970-12-10 | 1975-04-29 | Shell Oil Co | Residual oil hydrodesulfurization apparatus |
GB1407794A (en) | 1971-10-26 | 1975-09-24 | Shell Int Research | Process for the removal of aromatic compounds from distillate hydrocarbon fractions |
GB1346265A (en) | 1972-03-24 | 1974-02-06 | Texaco Development Corp | Hydrodesulphurization of heavy hydrocarbon oil with hydrogen presaturation |
IL44200A (en) | 1974-02-12 | 1976-11-30 | Drori Mordeki | Pressure-responsive control device particularly useful as automatic relief valves |
SE392532B (en) | 1974-05-16 | 1977-03-28 | Nordnero Ab | PROCEDURE AND ARRANGEMENTS THAT IN A MAJORITY OF VEHICLE CONTAINERS ARRANGED BY EACH OTHERWISE |
US3958957A (en) | 1974-07-01 | 1976-05-25 | Exxon Research And Engineering Company | Methane production |
US4047655A (en) | 1975-11-28 | 1977-09-13 | The Budd Company | Liquid level control means and method |
GB1582896A (en) * | 1977-07-18 | 1981-01-14 | Uop Inc | Control of hydrogen/hydrocarbon mole ratio and the control system therefor |
US5240592A (en) | 1981-03-24 | 1993-08-31 | Carbon Fuels Corporation | Method for refining coal utilizing short residence time hydrocracking with selective condensation to produce a slate of value-added co-products |
USRE32120E (en) * | 1981-04-01 | 1986-04-22 | Phillips Petroleum Company | Hydrotreating supercritical solvent extracts in the presence of alkane extractants |
CA1169947A (en) | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Howard R. Braun | Liquid nitrogen level controller |
US4591426A (en) | 1981-10-08 | 1986-05-27 | Intevep, S.A. | Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content |
US4585546A (en) * | 1983-04-29 | 1986-04-29 | Mobil Oil Corporation | Hydrotreating petroleum heavy ends in aromatic solvents with large pore size alumina |
US4514282A (en) * | 1983-07-21 | 1985-04-30 | Conoca Inc. | Hydrogen donor diluent cracking process |
US4970190A (en) * | 1983-08-29 | 1990-11-13 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst |
US4491511A (en) | 1983-11-07 | 1985-01-01 | International Coal Refining Company | Two-stage coal liquefaction process |
US4536275A (en) * | 1984-03-07 | 1985-08-20 | International Coal Refining Company | Integrated two-stage coal liquefaction process |
US4968409A (en) | 1984-03-21 | 1990-11-06 | Chevron Research Company | Hydrocarbon processing of gas containing feed in a countercurrent moving catalyst bed |
US4755281A (en) | 1984-05-01 | 1988-07-05 | Mobil Oil Corporation | Countercurrent process with froth control for treating heavy hydrocarbons |
US5269910A (en) | 1985-02-01 | 1993-12-14 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho | Method of coil liquefaction by hydrogenation |
US4698147A (en) * | 1985-05-02 | 1987-10-06 | Conoco Inc. | Short residence time hydrogen donor diluent cracking process |
US4663028A (en) * | 1985-08-28 | 1987-05-05 | Foster Wheeler Usa Corporation | Process of preparing a donor solvent for coal liquefaction |
AU603344B2 (en) * | 1985-11-01 | 1990-11-15 | Mobil Oil Corporation | Two stage lubricant dewaxing process |
US4678556A (en) * | 1985-12-20 | 1987-07-07 | Mobil Oil Corporation | Method of producing lube stocks from waxy crudes |
US4909927A (en) * | 1985-12-31 | 1990-03-20 | Exxon Research And Engineering Company | Extraction of hydrocarbon oils using a combination polar extraction solvent-aliphatic-aromatic or polar extraction solvent-polar substituted naphthenes extraction solvent mixture |
US4715398A (en) | 1986-10-30 | 1987-12-29 | Cobe Laboratories, Inc. | Liquid level control |
US5164074A (en) | 1987-03-30 | 1992-11-17 | Houghton Thomas J | Hydrodesulfurization pressure control |
JPS63243196A (en) * | 1987-03-30 | 1988-10-11 | Nippon Oil Co Ltd | Conversion f heavy oil to light oil |
US4772157A (en) | 1987-04-16 | 1988-09-20 | Obermeyer Henry K | Liquid level control system and method of operating the same |
US5198103A (en) | 1987-06-08 | 1993-03-30 | Carbon Fuels Corporation | Method for increasing liquid yields from short residence time hydropyrolysis processes |
US5132007A (en) | 1987-06-08 | 1992-07-21 | Carbon Fuels Corporation | Co-generation system for co-producing clean, coal-based fuels and electricity |
US4761513A (en) | 1987-07-01 | 1988-08-02 | Uop Inc. | Temperature control for aromatic alkylation process |
US5021142A (en) * | 1987-08-05 | 1991-06-04 | Mobil Oil Corporation | Turbine oil production |
US4917135A (en) | 1988-02-29 | 1990-04-17 | Magnetrol International | Liquid level regulator device |
US4853104A (en) * | 1988-04-20 | 1989-08-01 | Mobil Oil Corporation | Process for catalytic conversion of lube oil bas stocks |
US5035793A (en) * | 1988-05-23 | 1991-07-30 | Engelhard Corporation | Hydrotreating catalyst and process |
US4995961A (en) * | 1988-08-19 | 1991-02-26 | Phillips Petroleum Company | Process and apparatus for hydrogenating hydrocarbons |
US5009770A (en) * | 1988-08-31 | 1991-04-23 | Amoco Corporation | Simultaneous upgrading and dedusting of liquid hydrocarbon feedstocks |
US4880449A (en) | 1988-11-09 | 1989-11-14 | Elliott Turbomachinery Co., Inc. | Compressor seal oil degassing tank vent gas recovery by method of level control |
US4844117A (en) | 1989-01-02 | 1989-07-04 | Ncr Corporation | Fluid level controller |
US5312543A (en) | 1989-07-18 | 1994-05-17 | Amoco Corporation | Resid hydrotreating using solvent extraction and deep vacuum reduction |
US5589057A (en) * | 1989-07-19 | 1996-12-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for extending the life of hydroprocessing catalyst |
US4944863A (en) * | 1989-09-19 | 1990-07-31 | Mobil Oil Corp. | Thermal hydrocracking of heavy stocks in the presence of solvents |
US5110450A (en) | 1989-12-21 | 1992-05-05 | Exxon Research And Engineering Company | Coal extract hydroconversion process comprising solvent enhanced carbon monoxide pretreatment |
US5336395A (en) | 1989-12-21 | 1994-08-09 | Exxon Research And Engineering Company | Liquefaction of coal with aqueous carbon monoxide pretreatment |
US5071540A (en) * | 1989-12-21 | 1991-12-10 | Exxon Research & Engineering Company | Coal hydroconversion process comprising solvent extraction and combined hydroconversion and upgrading |
US5024750A (en) * | 1989-12-26 | 1991-06-18 | Phillips Petroleum Company | Process for converting heavy hydrocarbon oil |
US5200063A (en) | 1990-06-21 | 1993-04-06 | Exxon Research And Engineering Company | Coal hydroconversion process comprising solvent enhanced pretreatment with carbon monoxide |
US5068025A (en) | 1990-06-27 | 1991-11-26 | Shell Oil Company | Aromatics saturation process for diesel boiling-range hydrocarbons |
US5110445A (en) | 1990-06-28 | 1992-05-05 | Mobil Oil Corporation | Lubricant production process |
US5013424A (en) * | 1990-07-30 | 1991-05-07 | Uop | Process for the simultaneous hydrogenation of a first feedstock comprising hydrocarbonaceous compounds and having a non-distillable component and a second feedstock comprising halogenated organic compounds |
US5098452A (en) | 1990-08-24 | 1992-03-24 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Method for controlling the level of solvent vapor in a vessel |
US5120426A (en) * | 1990-12-21 | 1992-06-09 | Atlantic Richfield Company | Hydrocracking process |
US5474668A (en) | 1991-02-11 | 1995-12-12 | University Of Arkansas | Petroleum-wax separation |
US5620588A (en) | 1991-02-11 | 1997-04-15 | Ackerson; Michael D. | Petroleum-wax separation |
US5196116A (en) | 1991-02-11 | 1993-03-23 | University Of Arkansas | Process for petroleum - wax separation at or above room temperature |
US5183556A (en) * | 1991-03-13 | 1993-02-02 | Abb Lummus Crest Inc. | Production of diesel fuel by hydrogenation of a diesel feed |
US5178750A (en) | 1991-06-20 | 1993-01-12 | Texaco Inc. | Lubricating oil process |
US5827421A (en) | 1992-04-20 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Hydroconversion process employing catalyst with specified pore size distribution and no added silica |
US5227552A (en) * | 1992-04-27 | 1993-07-13 | Mobil Oil Corporation | Process for hydrogenating alkenes in the presence of alkanes and a heterogeneous catalyst |
US5395511A (en) | 1992-06-30 | 1995-03-07 | Nippon Oil Co., Ltd. | Process for converting heavy hydrocarbon oil into light hydrocarbon fuel |
US5496464A (en) | 1993-01-04 | 1996-03-05 | Natural Resources Canada | Hydrotreating of heavy hydrocarbon oils in supercritical fluids |
JP3821483B2 (en) | 1993-09-30 | 2006-09-13 | ユーオーピー | Catalyst for hydrotreatment and its utilization |
US5928499A (en) | 1993-10-01 | 1999-07-27 | Texaco Inc | Hydroconversion process employing catalyst with specified pore size distribution, median pore diameter by surface area, and pore mode by volume |
US5379795A (en) | 1993-12-07 | 1995-01-10 | Shurflo Pump Manufacturing Co. | Venting apparatus |
US5968348A (en) | 1994-05-16 | 1999-10-19 | Texaco Inc. | Hydroconversion process employing a phosphorus loaded NiMo catalyst with specified pore size distribution |
JP3424053B2 (en) | 1994-09-02 | 2003-07-07 | 新日本石油株式会社 | Method for producing low sulfur low aromatic gas oil |
US5655232A (en) | 1995-06-07 | 1997-08-12 | Buckwalter; James K. | Fluid level control device and method |
US5671603A (en) | 1995-12-08 | 1997-09-30 | The Perkin-Elmer Corporation | Apparatus for controlling level of cryogenic liquid |
US5958218A (en) | 1996-01-22 | 1999-09-28 | The M. W. Kellogg Company | Two-stage hydroprocessing reaction scheme with series recycle gas flow |
AU711758B2 (en) | 1996-03-15 | 1999-10-21 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Minister Of Natural Resources Canada | Hydrotreating of heavy hydrocarbon oils with control of particle size of particulate additives |
US5885534A (en) | 1996-03-18 | 1999-03-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Gas pocket distributor for hydroprocessing a hydrocarbon feed stream |
US5881753A (en) | 1996-05-13 | 1999-03-16 | Bowling; Alan P. | Passive fluid level controller |
US5935416A (en) | 1996-06-28 | 1999-08-10 | Exxon Research And Engineering Co. | Raffinate hydroconversion process |
US5976353A (en) | 1996-06-28 | 1999-11-02 | Exxon Research And Engineering Co | Raffinate hydroconversion process (JHT-9601) |
CZ34099A3 (en) | 1996-08-01 | 1999-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B. V. | Hydrofining process |
US5925239A (en) | 1996-08-23 | 1999-07-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Desulfurization and aromatic saturation of feedstreams containing refractory organosulfur heterocycles and aromatics |
US5820749A (en) | 1996-11-22 | 1998-10-13 | Exxon Chemical Patents, Inc. | Hydrogenation process for unsaturated hydrocarbons |
US5705052A (en) * | 1996-12-31 | 1998-01-06 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage hydroprocessing in a single reaction vessel |
SE508884C2 (en) | 1997-02-27 | 1998-11-16 | Tetra Laval Holdings & Finance | Method to control the level in a buffer tank |
US5744025A (en) | 1997-02-28 | 1998-04-28 | Shell Oil Company | Process for hydrotreating metal-contaminated hydrocarbonaceous feedstock |
US5954945A (en) | 1997-03-27 | 1999-09-21 | Bp Amoco Corporation | Fluid hydrocracking catalyst precursor and method |
US5856261A (en) | 1997-04-22 | 1999-01-05 | Exxon Research And Engineering Company | Preparation of high activity catalysts; the catalysts and their use |
BR9810061B1 (en) * | 1997-06-24 | 2010-11-30 | two-phase hydroprocessing. | |
US7291257B2 (en) * | 1997-06-24 | 2007-11-06 | Process Dynamics, Inc. | Two phase hydroprocessing |
US6017443A (en) * | 1998-02-05 | 2000-01-25 | Mobil Oil Corporation | Hydroprocessing process having staged reaction zones |
US6299759B1 (en) * | 1998-02-13 | 2001-10-09 | Mobil Oil Corporation | Hydroprocessing reactor and process with gas and liquid quench |
US6312586B1 (en) * | 1999-09-27 | 2001-11-06 | Uop Llc | Multireactor parallel flow hydrocracking process |
JP4546160B2 (en) * | 2003-06-10 | 2010-09-15 | ハルドール・トプサー・アクチエゼルスカベット | Hydrotreating method |
-
2005
- 2005-03-24 US US11/089,477 patent/US7569136B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2006
- 2006-03-23 EP EP06739438A patent/EP1861480A4/en not_active Withdrawn
- 2006-03-23 MX MX2011007365A patent/MX363126B/en unknown
- 2006-03-23 KR KR1020127031170A patent/KR20130004525A/en not_active Application Discontinuation
- 2006-03-23 CA CA2601995A patent/CA2601995C/en active Active
- 2006-03-23 KR KR1020077024344A patent/KR101371913B1/en active IP Right Grant
- 2006-03-23 RU RU2007137780/04A patent/RU2411285C2/en active
- 2006-03-23 SG SG201001738-2A patent/SG160393A1/en unknown
- 2006-03-23 WO PCT/US2006/010639 patent/WO2006102534A2/en active Application Filing
- 2006-03-23 EP EP10008725A patent/EP2290036A3/en not_active Withdrawn
- 2006-03-23 BR BRPI0612172A patent/BRPI0612172B1/en active IP Right Grant
- 2006-03-23 MX MX2007011809A patent/MX2007011809A/en active IP Right Grant
- 2006-03-23 KR KR1020127031169A patent/KR20130004386A/en not_active Application Discontinuation
- 2006-03-23 CA CA2817642A patent/CA2817642A1/en not_active Abandoned
- 2006-03-23 SG SG201001737-4A patent/SG160392A1/en unknown
- 2006-03-23 CN CN2006800180173A patent/CN101194001B/en active Active
- 2006-03-23 JP JP2008503198A patent/JP5350778B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101194001A (en) | 2008-06-04 |
WO2006102534A2 (en) | 2006-09-28 |
JP2008534716A (en) | 2008-08-28 |
SG160392A1 (en) | 2010-04-29 |
EP1861480A4 (en) | 2009-09-16 |
KR101371913B1 (en) | 2014-03-07 |
KR20070116263A (en) | 2007-12-07 |
BRPI0612172B1 (en) | 2016-02-10 |
BRPI0612172A2 (en) | 2010-10-19 |
EP2290036A2 (en) | 2011-03-02 |
EP1861480A2 (en) | 2007-12-05 |
SG160393A1 (en) | 2010-04-29 |
WO2006102534A8 (en) | 2007-11-22 |
EP2290036A3 (en) | 2011-03-09 |
RU2411285C2 (en) | 2011-02-10 |
CA2601995C (en) | 2013-08-13 |
CN101194001B (en) | 2013-03-13 |
US20060144756A1 (en) | 2006-07-06 |
CA2601995A1 (en) | 2006-09-28 |
MX363126B (en) | 2019-03-11 |
RU2007137780A (en) | 2009-04-27 |
CA2817642A1 (en) | 2006-09-28 |
JP5350778B2 (en) | 2013-11-27 |
MX2007011809A (en) | 2007-12-06 |
WO2006102534A3 (en) | 2008-01-10 |
KR20130004386A (en) | 2013-01-09 |
US7569136B2 (en) | 2009-08-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101371913B1 (en) | Control system method and apparatus for continuous liquid phase hydroprocessing | |
US6123835A (en) | Two phase hydroprocessing | |
US7291257B2 (en) | Two phase hydroprocessing | |
KR100591598B1 (en) | Hydroprocessing reactor and process with liquid quench | |
US5882505A (en) | Conversion of fisher-tropsch waxes to lubricants by countercurrent processing | |
US10961463B2 (en) | Process for hydroprocessing of non-petroleum feedstocks | |
US11384295B2 (en) | Hydroprocessing method with high liquid mass flux | |
EP1394237A1 (en) | Two phase hydroprocessing | |
AU2003200780B2 (en) | Two phase hydroprocessing | |
MXPA99012108A (en) | Two phase hydroprocessing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A107 | Divisional application of patent | ||
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E601 | Decision to refuse application |